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Equation Chapter 1 Section 1

Proyecto Fin de Grado

Grado en Ingeniería de la Energía

Evaluación de algunas instalaciones hidráulicas

andaluzas con la herramienta RETScreen

Autor: Francisco Javier Martín Pérez

Tutor: José María López-Herrera Sánchez

Dep. Ingeniería Aeroespacial y Mecánica de Fluidos

Escuela Técnica Superior de Ingeniería

Universidad de Sevilla

Sevilla, 2017

Evaluació n de algunas instalaciónes hidra ulicas andaluzas cón la herramienta RETScreen

Proyecto Fin de Grado

Grado en Ingeniería de la Energía

Evaluación de algunas instalaciones hidráulicas

andaluzas con la herramienta RETScreen

Autor:

Francisco Javier Martín Pérez

Tutor:

José María López-Herrera Sánchez

Profesor titular

Dep. Ingeniería Aeroespacial y Mecánica de Fluidos

Escuela Técnica Superior de Ingeniería

Universidad de Sevilla

Sevilla, 2017


Proyecto Fin de Grado: Evaluación de algunas instalaciones hidráulicas andaluzas con la herramienta

RETScreen

Autor: Francisco Javier Martín Pérez

Tutor: José María López-Herrera Sánchez

El tribunal nombrado para juzgar el Proyecto arriba indicado, compuesto por los siguientes miembros:

Presidente:

Vocales:

Secretario:

Acuerdan otorgarle la calificación de:

Sevilla, 2017

El Secretario del Tribunal


A mi familia y amigos que me

han acompañado en el camino

Agradecimientos

En primer lugar, querría agradecer a mi familia todo el apoyo que me ha brincado durante todos estos años de

mi vida.

A mi tutor Don José María López-Herrera Sánchez, por otorgarme la oportunidad de realizar este proyecto y

aprender de él, ofreciéndome su ayuda y apoyo desde el principio, y a Don Ramón Abella Monserrat, que me

ha ayudado muchísimo en la recopilación y verificación de datos hidráulicos.

A mis compañeros de clase, que me han acompañado durante esta etapa de mi vida. En especial a Carlos

Pastor, Antón López, Raúl Noel, José Manuel Bucarat y Álvaro Machuca por darme su ayuda durante todos

estos años de estudios en la Escuela.

A mis amigos, por todos esos momentos que hemos pasado juntos y han estado a mi lado en los buenos y

malos momentos.

A todos los profesores que me han enseñando y animado a continuar aprendiendo y a darme cuenta de lo que

soy capaz de hacer para dar lo mejor de mí durante esta etapa universitaria.

Finalmente, a todas aquellas personas que me han hecho ser la persona que soy hoy.

Gracias.

Francisco Javier Martín Pérez

Sevilla, 2017

Resumen

El objetivo de este trabajo es el estudio de tres centrales hidroeléctricas andaluzas ya existentes: Presa de

Cantillana (Sevilla), Presa de Tranco de Beas (Jaén) y Presa de Villafranca (Córdoba), utilizando un programa

desarrollado por el gobierno canadiense: RETScreen Expert.

Dicho programa te permite recrear multitud de instalaciones de potencia (renovables como convencionales) y

así, poder elaborar un diseño de viabilidad. Dentro de las centrales de potencia nos centraremos en las

centrales hidroeléctricas que partiendo de una serie de datos iniciales (ubicación, potencia, caudales…) y con

la ayuda de este software realizaremos un análisis de costes y financiación para determinar, entre más cosas, el

precio de generación de energía eléctrica óptimo o el número de años de amortización.

Con todos estos análisis lo que se pretende es determinar cual sería el tipo de turbina más adecuado para cada

una de las instalaciones anteriormente mencionadas y verificar, con este programa, si el resultado obtenido se

ajusta a la realidad.

Abstract

The objective of this work is the study of three existing Andalusian hydroelectric plants: Cantillana Dam

(Seville), Beas Tranco Dam (Jaén) and Villafranca Dam (Córdoba), using a program developed by the

Canadian government: RETScreen Expert.

This program allows you to recreate a multitude of power plants (renewable as conventional) and thus, to be

able to elaborate a feasibility design. Within the power plants we will focus on the hydroelectric power plants

that based on a series of initial data (location, power, flows ...) and with the help of this software we will

perform a cost analysis and financing to determine, among other things, the Price of optimal electric power

generation or the number of years of amortization.

With all these analyzes, what is intended is to determine which type of turbine would be most suitable for each

of the aforementioned facilities and verify, with this program, if the result obtained is adjusted to the reality.

Índice

Agradecimientos viii

Resumen x

Abstract xii

Índice xiv

Índice de Tablas xvi

Índice de Figuras xviii

Notación xxiii

1 Intoducción 1

1.1 Situación en la Unión Europea 1

1.2 Situación en España 2

1.3 Situación en Andalucía 3

2 Objetivo del proyecto 6

3 Metodología 8

3.1 Datos de partida 8

3.2 Método de cálculo 9

3.3 La herramienta: RETScreen Expert 10

3.3.1 Menú principal 10

3.3.2 Ubicación 11

3.3.3 Instalación 13

3.3.4 Energía 14

3.3.5 Costo 20

3.3.6 Emisión 22

3.3.7 Finanzas 23

3.3.8 Riesgo 25

3.3.9 Informe 27

3.4 Normativa 28

4 Aplicación de la metedologia 31


4.1 Presa de Cantillana 31

4.1.1 Características y ubicación 31

4.1.2 Análisis enegético 32

4.1.3 Costes 36

4.1.4 Emisiones 37

4.1.5 Financiación y análisis de riesgos 38

4.1.6 Comparativa con otras tipologías de turbinas 41

4.1.7 Velocidad específica 44

4.2 Presa de Tranco de Beas 45


4.2.2 Análisis energético 46

4.2.3 Costes 50

4.1.4 Emisiones 52



4.2.7 Velocidad específica 56

4.3 Presa de Villafranca 57


4.3.2 Análisis energético 57

4.3.3 Costes 61

4.1.4 Emisiones 62



5 Limitaciones 70

5.1 Tarifa de energía 70

5.2 Características técnicas de la turbina 70

5.3 Altura de cavitación 71

5.4 Tipos de turbinas y otras limitaciones 72

6 Conclusiones 74

7 Anexos 76

8 Referencias 83

ÍNDICE DE TABLAS

Tabla 1-1. Potencia instalada y número de centrales por provincias andaluzas

Tabla 3-1. Caudales medios ordenados de mayor a menor

Tabla 3-2. Coeficientes de diseño para las turbinas

Tabla 3-3. Costes de generacíon y operación y mantenimiento para turbinas de 1MW y 10 MW

Tabla 3-4. Precio de venta de electricidad para los grupos b.4 y b.5 en función de la tarifa

Tabla 3-5. Periodos de punta y valle para invierno y verano, aplicable a la tarifa reguada

Tabla 4-1. Tabla resumen de los resultados obtenidos comparando las turbinas en Cantillana

Tabla 4-2. Tablas variando el número de turbinas de cada tipología en Cantillana

Tabla 4-3. Tabla velocidades específicas

Tabla 4-4. Tabla resumen de los resultados obtenidos comparando las turbinas en Tranco

Tabla 4-5. Tabla resumen de los resultados obtenidos comparando las turbinas en Villafranca

Tabla 4-6. Tablas variando el número de turbinas de cada tipología en Villafranca

Tabla 7-1. Caudales clasificados Cantillana desde 1987-2008

Tabla 7-2. Caudales clasificados Tranco desde 2000-2016

Tabla 7-3. Caudales clasificados Villafranca desde 2000-2016

Tabla 7-4. Tablas de caudales clasificados ordenados de mayor a menor para Cantillana, Tranco y Villafranca

Tabla 7-5. Tablas de caudales clasificados en porcentaje de tiempo para Cantillana, Tranco y Villafranca

ÍNDICE DE FIGURAS

Figura 1-1. Porcentaje de generación de energías renovables en Europa

Figura 1-2. Potencia instalada de pequeña hidráulica en Europa

Figura 1-3. Potencia instalada de gran hidráulica en Europa

Figura 1-4. Potencia instalada por tecnologías en España

Figura 1-5. Cuota de generación eléctrica

Figura 1-6. Potencia hidráulica instalada por comunidades autónomas

Figura 1-7. Distribución de instalaciones hidrográficas por Andalucía

Figura 3-1. Ejemplo de curva de caudales clasificados

Figura 3-2. Pantalla de inicio de RETScreen

Figura 3-3. Opciones de la pestaña abrir

Figura 3-4. Ejemplo de estudios de casos y plantillas

Figura 3-5. Ubicación de la instalación

Figura 3-6. Datos climatológicos de la ubicación

Figura 3-7. Resumen de la instalación

Figura 3-8. Benchmark de todas las tecnologías

Figura 3-9. Paso 1 del análisis energético

Figura 3-10. Paso 2 del análisis energético: evaluación de recursos y turbina hidráulica

Figura 3-11. Evaluación de recursos para una central a filo de agua

Figura 3-12. Curva de caudales clasificados elaborada con los datos climatológicos de RETScreen

Figura 3-13. Paso 2 del análisis energético: datos de duración de flujo y curva de eficiencia de la turbina

Figura 3-14. Paso 2 del análisis energético: pérdidas y resumen

Figura 3-15. Curva de duración de flujo y potencia

Figura 3-16. Paso 3 del análisis energético: resumen de resultados

Figura 3-17. Análisis de costos iniciales totales detallados

Figura 3-18. Costos anuales de operación y mantenimiento


Figura 3-19. Análisis de emisiones

Figura 3-20. Análisis financiero

Figura 3-21. Flujos de cajas anuales antes de impuestos y acumulados

Figura 3-22. Análisis de sensibilidad sobre el payback del capital propio

Figura 3-23. Análisis de riesgo del TIR del capital

Figura 3-24. Gráfica de distribución

Figura 3-25. Informe de factibilidad

Figura 4-1. Ubicación de la Presa de Cantillana

Figura 4-2. Tarifa de exportación de energía

Figura 4-3. Datos técnicos básicos para la Presa de Cantillana

Figura 4-4. Datos de los caudales clasificados

Figura 4-5. Curva de eficiencia de la turbina con respecto al caudal

Figura 4-6. Pérdidas de la instalación y resumen de resultados

Figura 4-7. Curva del caudal y potencia

Figura 4-8. Resumen del análisis energético

Figura 4-9. Costes iniciales totales de la Presa de Cantillana

Figura 4-10. Costos anuales de operación y mantenimiento de la Presa de Cantillana

Figura 4-11. Análisis de emisiones evitadas



Figura 4-14. Análisis de sensibilidad sobre el VAN

Figura 4-15. Análisis de riesgo del VAN

Figura 4-16. Gráfica de distribución del VAN

Figura 4-17. Gráfica comparativa del LCOE para cada turbina

Figura 4-18. Gráfica comparativa del factor de capacidad para cada turbina

Figura 4-19. Ubicación de la Presa de Tranco de Beas


Figura 4-21. Datos técnicos básicos para la Presa de Tranco de Beas






Figura 4-27. Costes iniciales totales de la Presa de Tranco de Beas

Figura 4-28. Costos anuales de operación y mantenimiento de Tranco de Beas







Figura 4-35. Ubicación de la Presa de Villafranca

Figura 4-36. Datos técnicos básicos para la Presa de Villafranca






Figura 4-42. Costes iniciales totales de la Presa de Villafranca

Figura 4-43. Costos anuales de operación y mantenimiento de Villafranca






Figura 4-49. Gráfica de distribución del TIR del capital



Figura 5-1. Esquema cavitación a la salida de la turbina

Figura 7-1. Curva de caudales clasificados Cantillana


Figura 7-2. Curva de caudales clasificados Tranco

Figura 7-3. Curva de caudales clasificados Villafranca

Figura 7-4. Curva de potencia y eficiencia Flujo cruzado

Figura 7-5. Curva de potencia y eficiencia Francis

Figura 7-6. Curva de potencia y eficiencia Hélice





Notación

FC Factor de Capacidad

FDC Flow Duration Curve (en español, Curva de Caudales Clasificados)

LCOE Levelized Cost Of Electricity (en español, coste de producción de energía)

TIR Tasa Interna de Retorno

VAN Valor Actual Neto

1

1 INTRODUCCIÓN

a energía hidráulica es un tipo de energía renovable que aprovecha la energía potencial de presión y

cinética de corrientes de agua para mover los álabes de una turbina (energía mecánica) y esto a su vez

para mover un generador eléctrico (energía eléctrica). Es renovable porque no emite ningún tipo de

contaminación a la atmosfera pero puede provocar daños al medio ambiente al alterar el curso de los ríos o

perjudicar a la flora y fauna de la zona.

1.1 Situación en la Unión Europea

El desarrollo de energías renovables es una prioridad en toda Europa debido a su necesidad de reducir sus

dependencias energéticas de países fuera de la Unión. La UE pretende conseguir que el 20% de la energía

consumida provenga de fuentes renovables antes de 2020 y España es un ejemplo a seguir en políticas

energéticas que promueven dichas energías.

Este proyecto se centrará en un tipo concreto de energía hidráulica: la pequeña hidráulica (Small Hydropower)

que contiene rangos de potencia entre 1 a 50 MW. Durante el año 2006, esta tecnología produjo 41.000 GWh

L

Solo sé que no sé nada

- Sócrates -

55% 9%

17%

17%

1% 1%

Porcentaje de generación de fuentes renovable: 487.215 GWh

Gran hidráulica

Pequeña hidráulica (SHP)

Eólica

Biomasa

Fotovoltaica

Geotérmica

Figura 1-1. Porcentaje de generación de

energías renovbles. Fuente: SHERPA

Introducción

2

2

de electricidad en toda Europa (EU-27), de los cuales el 90% se concentran en 6 países: Austria, Francia,

Alemania, Italia, España y Suecia [1]. La potencia total instalada de pequeña hidráulica en 2010 era de 14,000

MW y de gran hidráulica 91,000 MW (incluyendo instalaciones de bombeo) [2].

1.2 Situación en España

La potencia eléctrica instalada de energía hidráulica en España durante el año 2016 era de 20.353 MW,

generando durante todo el año 39.039 GWh, un 25,1% más con respecto al año anterior. La energía hidráulica

junto con la energía eólica son las que tienen un mayor peso en la generación de electricidad entre todas las

renovables, las cuales han conseguido un 41,1% de cuota de generación eléctrica en 2016. Por otro lado, el

producible hidraúlico (máxima energía eléctrica producible en las condiciones más favorables) alcanzó un

valor de 35.719 GWh, un 43,6% más que en el año 2015 [3].

Figura 1-4. Potencia instalada por tecnologías en España.

Fuente: REE, 2016

41.1

36.9

42.8

42.3

58.9

63.1

57.2

68.1

0% 50% 100%

2016

2015

2014

2013

Evolución de la generación eléctrica

Renovable

Norenovable.No incluyebombeo

7.6

9.5

24.9

6.9 22.8

20.3

4.4 2.3

Potencia instalada: 100.088 MW Nuclear

Carbón

Ciclo combinado

Cogeneración

Eólica

Hidráulica. IncluyebombeoSolar fotovoltaica

Solar térmica

Figura 1-5. Cuota de generación eléctrica. Fuente: REE,

2016

0 5000 10000 15000 20000

Italia

Francia

España

Alemania

Suecia

Austria

Gran hidráulica: Potencia mayor a 10 MW

Potenciainstalada(MW)

0 500 1000 1500 2000 2500

Italia

Francia

España

Alemania

Suecia

Austria

Pequeña hidráulica: Potencia menor a 10 MW

Potenciainstalada(MW)

Figura 1-2. Potencia instalada de pequeña

hidráulica en Europa. Fuente: Plan de energías

renovables en España 2005-2010

Figura 1-3. Potencia instalada de gran

hidráulica en Europa. Fuente: Plan de energías

renovables en España 2005-2010


3

En la siguiente gráfica se representa la potencia instalada hidráulica por comunidades autonómicas en 2012,

diferenciando entre régimen ordinario y especial.

Se observa que la mayor parte de la potencia instalada en España se encuentra en Castilla y León, Galicia,

Cataluña y Extremadura. Estas regiones, además de recibir un gran volumen de precipitaciones a lo largo del

año, poseen una orografía muy montañosa, lo cual permite aprovechar los muchos desniveles existentes para

instalar una central hidráulica.

1.3 Situación en Andalucía

La energía hidroeléctrica no tiene un peso tan importante como el resto de las energías renovables debido

principalmente a que Andalucía en una región con un clima seco, por lo que la mayor parte del agua se utiliza

para el abastecimiento de la población y usos agrícolas. Muchas de las instalaciones existentes están muy

anticuadas por lo que actualmente se está fomentando una repotenciación de dichas instalaciones, con el

objetivo de aprovechar más eficientemente el agua [6].

En la comunidad andaluza la potencia hidráulica instalada en 2012 era de 1.051 MW, en régimen ordinario, y

143 MW, en régimen especial [4]. Sumando un total de 1.194 MW. En la actualidad, cuenta con 90 centrales

en funcionamiento con una potencia instalada total de 620,68 MW (de los cuales 0,2 MW son de instalaciones

0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500

Andalucía

Aragón

Asturias

Baleares

C. Valenciana

Canarias

Cantabria

C. La Mancha

C. y León

Cataluña

Ceuta

Extremadura

Galicia

La Rioja

Madrid

Melilla

Murcia

Navarra

País Vasco

Potencia instalada MW

Régimen Ordinario Régimen Especial

Figura 1-6. Potencia hidráulica instalada por comunidades autónomas.

Fuente: REE, 2012

Introducción

4

4

aisladas) a los que hay que sumar 570 MW correspondientes a las centrales de bombeo de Guillena (210 MW)

y Ardales (360 MW), sumando un total de 1.190,68 MW en 2016 [5].

Su distribución por las provicincias andaluzas es la representada en la tabla siguiente:

Almería Cádiz Córdoba Granada Huelva Jaén Málaga Sevilla Total

Numero de

centrales 4 2 15 24 3 23 11 8 90

Potencia

instalada

MW

8,39 9,89 89,36 96,10 15 212,22 126,66 63,05 620,68

La mayor parte de las instalaciones hidroeléctricas se encuentran en la cordillera Subbética y Penibética donde

la situación geográfica y la gran cantidad de preipitaciones favorecen la instalación de centrales de pie de

presa, las cuales permiten aprovechar grandes saltos y almacenar una mayor cantidad de agua. También

aparecen muchas centrales de tipo fluyente en la provincia de Cádiz (de pequeña potencia) y por la zona

suroeste de Sierra Morena, donde predominan los ríos caudalosos con poco desnivel para el aprovechamiento

hidráulico [6].

Figura 1-7. Distribución de instalaciones

hidrográficas por Andalucía. Fuente: Agencia

Andaluza de la Energía

Tabla 1-1. Potencia instalada y número de centrales por provincias andaluzas. Fuente:

Agencia Andaluza de la Energía


5

6

2 OBJETIVO DEL PROYECTO

ste proyecto tiene como objetivo evaluar el programa RETScreen como una herramienta de prediseño

para la realización de proyectos reales en el ámbito europeo, español y andaluz, permitiéndonos

ahorrar tiempo en el planteamiento y ejecución de los mismos.

Entre las distintas fuentes de energía que alberga este software, este proyecto se centrará en las centrales

hidroeléctricas, utilizando como ejemplo tres centrales reales: Presa de Cantillana (Sevilla), Presa de Tranco de

Beas (Jaén) y Presa de Villafranca (Córdoba). Las centrales de Sevilla y Córdoba son de tipo fluyente con

turbinas Kaplan, mientras que la de Jaén es de tipo de pie de presa con turbinas Francis.

A partir de una serie de datos ténicos de cada una de las centrales y estimando sus costos, se realizará una

simulación numérica de la cantidad de electricidad que podrá producir anualmente durante su vida útil, de

cuanto tiempo se tardará en amortizar nuestra instalación a partir de unos parámetros financieros, de las

emisiones no emitidas por la producción de la energía, entre otras cosas.

Una vez terminada la simulación económica se conocerán los flujos de caja para cada uno de los años de vida

del proyecto, permitiéndonos conocer el precio de exportación de electricidad con el que el VAN es nulo.

E

La gloria es fugaz, pero el anonimato es eterno.

- Napoleón Bonaparte -


8

3 METODOLOGÍA

n este apartado se explicará el método de trabajo que se debe seguir cuando se plantea la construcción

de una central hidroeléctrica, partiendo desde el proyecto base hasta la explotación de la instalación.

3.1 Datos de partida

El primer paso sería determinar el emplazamiento de la instalación. Por norma general, este tipo de centrales,

se suelen ubicar en ríos caudalosos, que permiten generar grandes cantidades de energía, o en zonas donde el

terreno posee grandes desniveles entre los mágenes de los ríos, permitiendo embalsar agua para el consumo

humano y riego o producir electricidad.

Una vez elegida la ubicación de la central, se recopilará información acerca de los caudales y aportaciones que

recibe el río que va a alimentar a las turbinas. Estos datos se pueden obtener a través de páginas web de

instituciones públicas (Ministerio de agricultura y pesca, alimentación y medio ambiente). Por supuesto, el

proyecto de construcción debe ir acompado de un informe de impacto ambiental, en el que aparezcan los

posibles daños que pueden recibir la flora y fauna del entorno y las alteraciones en el curso del río causadas

por las variaciones de caudales. Para reducir este impacto se establece un caudal ecológico, que establece el

caudal mínimo que va a atravesar nuestra instalación durante todo el año.

El siguiente paso sería determinar el caudal nominal que va a circular por las turbinas de nuestra instalación.

Para ello se elabora la curva de caudales clasificados a partir de los datos de caudales recopilados

anteriormente. Utilizando los caudales mensuales medios de los últimos 10 años, aproximandamente, se hace

una media mensual de todos los años. Ordenándolos de mayor a menor esos caudales mensuales y sumando el

número de días de cada uno de los meses que corresponde a cada caudal mensual.

La siguiente figura es un ejemplo de la forma de la curva obtenida con dichos caudales ordenados.

E

Quienes te hacen creer cosas absurdas, te harán cometer atrocidades.

- Voltaire -

Metodología

9

9

Antes de determinar el tipo de turbinas con los que va a operar la central, se establece el salto bruto, el cual va

a venir determinado por condiciones hidrográficas del terreno (altura de márgenes del río) y la inversión de

capital (obra civil).

Entre las distintas tipologías de turbinas existen dos grandes grupos: turbinas de acción y turbinas de reacción.

Las de acción son aquellas en las que el agua sale por el distribuidor (pieza encargada de regular el caudal para

producir la potencia demandada en cada momento) y sale por el rodete manteniendo su presión igual a la

atmosférica en todo momento. Un ejemplo de estas turbinas son las Pelton que se utilizan para grandes alturas.

Por otro lado, en las turbinas de reacción el agua sale del distribuidor con una cierta presión manométrica

positiva, que va disminuyendo al pasar por el rodete. Algunos ejemplos son las turbinas Francis (radiales) que

se emplean para grandes alturas y pequeños caudales, turbinas Kaplan (axiales) para alturas pequeñas y

grupos Bulbo (axiales) para alturas muy pequeñas.

A continuación, se estimarían los ratios medios de inversión en función de la potencia instalada (solo incluye

el costo de la turbina). En España, para la pequeña hidráulica (como centrales de fluyente) se suele tomar de

1.000 a 1.500 €/KW y para centrales cuya potencia instalada se encuentre entre los 10 y 50 MW, este valor se

reduce al entorno de los 700 €/KW debido a la economía de escala. Por otro lado, los costes de operación y

mantenimiento anuales suelen obscilar entre 40 €/KW, para centrales de menos de 10 MW, y 30 €/KW, para

centrales entre 10 y 50 MW [6].

Por ultimo, quedaría especificar las pérdidas hidráulicas y eléctricas de nuestra instalación y la eficiencia del

alternador.

3.2 Método de cálculo

Una vez deterinadas las características técnicas deseadas para la instalación y haber recopilado los datos

necesarios para estimar los caudales medios mensuales del río sobre el que se va colocar la central, se estimará

la potencia anual producida con esas condiciones, es decir, la energía que se conseguiría exportar a la red

eléctrica. Este dato se multiplica por el precio de venta de energía (especificado en el apartado 3.4 Normativa)

y se obtiene el beneficio neto anual de la instalación, al que hay que restarle los costes iniciales de construcción

Meses Caudales m

3/s

Días

enero 162.56 31

diciembre 151.22 61

febrero 104.94 92

marzo 64.14 123

noviembre 50.61 153

mayo 33.46 183

abril 30.6 214

junio 28.58 244

julio 26.67 275

agosto 25.78 303

octubre 24.34 334

septiembre 20.91 365

0204060

80100120

140160180

31 61 92 123 153 183 214 244 275 303 334 365

Cau

dal

(m

3/s

)

Días

Curva de caudales clasificados

Figura 3-1. Ejemplo de curva de caudales

clasificados

Tabla 3-1. Caudales medios

ordenados de mayor a menor


10

(turbinas, accesos, líneas, subestación y varios), el pago de la deuda (financiación recibida por el banco para la

elaboración del proyecto y capital financiado por los accionistas de la instalación), impuestos y costes de

mantenimientos anuales.

Cuando se estime el beneficio de la central, se podrá calcular el tiempo que se tardará en recuperar el capital

invertido (Payback), la tasa interna de retorno (TIR) antes de impuestos del capital y de los activos, el valor

presente neto (VPN) y cuanto costaría producir la energía para que el VPN sea nulo, es decir, no halla ni

pérdidas ni beneficios.

3.3 La herramienta: RETScreen Expert

RETScreen es un software desarrollado por el gobierno de Canadá en colaboración con multitud de empresas

internacionales que se centra en la gestión de diferentes tipos de energías, tanto renovables como no

renovalbles [7]. Permite realizar un análisis completo de una instalación en solo cinco pasos: análisis

energético, análisis de costes, análisis de emisiones, análisis financiero y análisis de sensibilidad y riesgos.

Los diseñadores de este programa pretenden con este software reducir los costos financieros y el tiempo a la

hora de identificar y evaluar posibles inversiones en energías, contribuir al desarrollo económico global,

reducir las emisiones de efecto invernadero y a la seguridad energética. La descarga a este programa es

totalmente gratuita, pero tan solo el modo espectador (viewer mode), aunque para obtener la versión completa

es necesario abonar $912,45 para una subcripción de doce meses.

Este proyecto está realizado utilizando la última versión del programa: RETScreen Expert.

3.3.1 Menú principal

Figura 3-2. Pantalla de inicio RETScreen

Metodología

11

11

En la página principal aparece en la parte superior las distintas etapas que se deben ir siguiendo para realizar el

proyecto. También aparecen varios accesos directos a tareas, tipos de instalaciones y características integradas

donde el usuario puede obtener información sobre el potencial del programa. En la pestaña “Abrir” (en el

margen izquierdo) se observan diferentes iconos: el analizador de energía virtual (que permite elaborar un

nuevo proyecto especificando la ubicación, el tipo de instalación y su potencia), punto de referencia (acceso

directo a un análisis energetico), factibilidad (inicia un análisis de viabilidad), rendimiento (otro acceso

directo) y proyecto en blanco y genérico. También se puede abrir otros proyectos guardados en el ordenador

elaborados con RETScreen (la opción de guardado solo está disponible para la versión de pago), crear

plantillas propias para distintas instalaciones, consultar multitud de ejemplos de todas las instalaciones en el

icono “Estudios de Casos/Plantillas” y, por último, “Mi cartera” donde se pueden agrupar distintos estudios

realizados por el usuario.

3.3.2 Ubicación

Este programa incluye una gran base de datos climatológicos (proporcionados por estaciones terrestres o

satélites de la NASA) de todo el mundo. También incluye mapas de recursos energéticos, como mapas de

vientos.

Figura 3-3. Opciones de la pestaña abrir

Figura 3-4. Ejemplo de estudios de casos y plantillas


12

En esta etapa se especifica el lugar de la instalación buscándola manualmente en el mapamundi o

introduciendo el nombre de la localización. El programa, por defecto, utiliza los datos climáticos de la estación

metereológica más cercana al emplazamiento de la instalación, aunque se puede utilizar cualquier otra estación

seleccionándola manualmente.

Con esos datos, el programa elabora automáticamente una tabla en la que aparece la temperatura del aire y el

suelo, la humedad relativa, las precipitaciones, la irradiación diaria, la presión atmosférica, la velocidad del

viento y los grados día de cada mes. En la gráfica “Datos climatológicos” se puede representar gráficamente

uno de los datos anteriores comparándolo con otro de ellos, por ejemplo, las precipitaciones con la temperatura

del aire.

Figura 3-5. Ubicación de la instalación

Figura 3-6. Datos climatológicos de la ubicación

Metodología

13

13

3.3.3 Instalación

Aquí se concreta el tipo de instalación y tipo de tecnología. Entre las distintas instalaciones aparecen centrales

de potencia, industrias (alimentaria, química, papelera, siderúrgica…), edificios comerciales/ públicos (centros

médicos, supermercados…) y edificios residenciales (bloques de viviendas, casas monofamiliares…).

En el icono “Base de datos de comparación” se puede comparar el rendimiento energético de diferentes

tecnologías de alrededor del mundo tanto para edificios o fábricas como para centrales de potencia. Para

centrales, en la tabla aparece el coste de producción de energía (LCOE) de los distintos tipos de tecnologías

para unas condiones de operación y financianción definidas.

Más abajo se encuentra el punto de referencia (Benchmark) en el que se compara con el resto de tecnologías el

precio de producción de electricidad por la energía generada.

Figura 3-7. Resumen de la instalación

Figura 3-8. Benchmark de todas las tecnologías


14

3.3.4 Energía

Esta pestaña se divide en tres etapas: “combustibles y horarios” (selección del combustible y el precio de

expotación de electricidad), “electricidad” (especificar el equipamiento) y “resumen". Además, se pueden

realizar otros análisis que aparecen en la parte superior derecha, como calcular la cantidad de biogás que se

puede generarar a partir de la discomposición biológica de residuos, para el caso de centrales de potencia.

Para edificios o fábricas se pueden elaborar pequeños análisis de eficiencia energética para sistemas de

calefacción (calderas y bombas de calor) y refrigeración (sistemas de absorción).

En el caso de las turbinas hidráulicas, en el paso 1 se selecciona el tipo de combustible que va a emplear la

instalación (lo cual no es necesario especificarlo al tratarse de una central hidráulica). A continuación, se

selecciona el tipo de tarifa de exportación de electricidad, que puede ser anual (el precio durante todo el año es

el mismo) o mensual (cada mes el precio varía).

El paso 2 es especificar las características técnicas de la central y para ello se utilizará el “Nivel 2” que permite

detallar con más precisión los parámetros técnicos y hacer un análisis más preciso.

Figura 3-9. Paso 1 del análisis energético

Metodología

15

15

A continuación, se detallarán y explicarán el significado de cada una de las casillas en las que se divide el paso

2 del análisis energético:

Proyecto propuesto: “a filo del agua” o “reservorio”. Se trata de una central de tipo fluyente y de pie

de presa, respectivamente.

Método de análisis hidrológico: definido por el usuario. Esta opción permite al usuario introducir

manualmente los datos de la curva de caudales clasificados. La otra opción sería “rebose específico”

(solo disponible para centrales de tipo fluyente) donde se especifica la superficie de tierra que

contribuye al caudal del río (área de drenaje) y el rebose específico (m3/s/km

2).

Figura 3-10. Paso 2 del análisis energético: evaluación de

recursos y turbina hidráulica

Figura 3-11. Evaluación de recursos para una central a filo de agua


16

En la pestaña de “Tipo FDC/#representativo de calibre” se deben introducir un código elaborado por

RETScreen, el cual representa (solo para los distintos estados de Canadá) las curvas de caudales

clasificados.

Altura de caída bruta (m): es el salto bruto que es capaz de aprovechar la instalación.

Máximo efecto de agua de descarga (m): es la altura que puede disminuir el salto bruto en periodos de

crecidas.

Flujo residual (m3/s): es el caudal ecológico que va a atravesar nuestra central durante toda su vida

útil, aunque esté en mantenimiento o sin funcionar.

Porcentaje del tiempo disponible de flujo firme (%): tiempo que el flujo firme debería de estar

disponible, suele tomar valores entre 90 a 100 % [7].

Flujo firme (m3/s): caudal calculado por el programa que estará disponible para generación de

electricidad, basándose en los datos introducidos en la curva de caudales clasificados.

Flujo de diseño (m3/s): establece el caudal máximo que va a circular por la turbina.

Tipo: se selecciona el tipo de turbina (Flujo cruzado, Francis, Kaplan, Pelton, Hélice y Turgo).

Eficiencia de la turbina: Estándar. Con esta opción el programa calcula la curva de eficiencia para la

turbina seleccionada. También, se puede definir dicha curva a partir de los datos aportados por el

fabricante.

Número de turbinas: se establece el número de turbinas con las que contará la central (se asume que

todas ellas son iguales).

Fabricante y modelo: RETScreen ofrece una amplia gama de fabricantes (Alstom, Impsa, American

Figura 3-12. Curva de caudales clasificados elaborada con los

datos climatológicos de RETScreen

Metodología

17

17

Hydro…), adjuntándose junto a ellos un elace a sus webs oficiales.

Coeficiente de diseño: número que ajusta la eficiencia de la turbina a parámetros adimensionales

empleados en las estimaciones de los picos de eficiencia. Toma valores entre 2,8 a 6,1. Debido a la

ausencia de este dato se tomará 4,5, como un valor medio entre las turbinas instaladas en las centrales.

Este valor corresponde al de una turbina de acero inoxidable

Método de diseño turbinas Coeficiente de diseño

Acero al carbono 2,8

Acero inoxidable al carbono en áreas críticas 3,8

Acero inoxidable al carbono 4,5

Acero inoxidable al carbono diseñado con programa de dinámica de

fluidos (CFD) y álabes doblados a presión 5,0


fluidos (CFD), álabes doblados a presión y con acabado con fresadora de

5 ejes

5,6


fluidos (CFD), diseño confirmado por un modelo hidráulico, álabes

doblados a presión y con acabado con fresadora de 5 ejes 6,1

Ajuste de eficiencia (%): este valor afecta a la eficiencia de la turbina en todo su rango de operación.

Eficiencia máxima de la turbina (%): el software estima la eficiencia máxima pico de la turbina

basándose en la curva estándar de eficiencia de la turbina.

Flujo a máxima eficiencia (m3/s): el modelo calcula el caudal con el que se alcanza la máxima

eficiencia.

Eficiencia de la turbina en flujo de diseño (%): el programa determina la eficiencia de la turbina con el

flujo firme.

Tabla 3-2. Coeficientes de diseño para las turbinas. Fuente: RETScreen


18

Ahora se rellena la tabla de los caudales clasificados para continuar con el análisis.

Seguidamente, se especifica las pérdidas y los costes iniciales y de mantenimiento para determinar la cantidad

de energía que va a producir la instalación.

Máximas pérdidas hidráulicas (%): estimación de las pérdidas hidráulicas debidas al rozamiento del

agua con los distintos componentes de la instalación.

Pérdidas varias (%): cuantifica las pérdidas del transformador y pérdidas parasitas de la instalación.

Para centrales pequeñas se suelen tomar valores de 1 a 3% [7].

Figura 3-13. Paso 2 del análisis energético:

datos de duración de flujo y curva de eficiencia

de la turbina

Figura 3-14. Paso 2 del análisis energético: pérdidas y resumen

Metodología

19

19

Eficiencia del generador (%): la eficiencia del alternador tiene valores altos del entorno del 97%.

Disponibilidad (%): porcentaje de tiempo que la instalación va a estar operando. A este porcentaje se

le resta el tiempo que la central no va estar inactiva por razones de mantenimiento, fallos en turbinas o

cortes eléctricos. Un 94 a 96 % suele ser un valor apropiado para la mayoría de las instalaciones

hidráulicas [7].

Capacidad de generación eléctrica (MW): máxima cantidad de energía que se puede extraer calculada

por el programa.

Firme (MW): es la energía generada cuando está circulando el flujo firme (100% del tiempo).

Factor de ajuste de flujo disponible: este parámetro afecta a cada valor de la curva de caudales

clasificados para el cálculo del factor de capacidad y la energía exportada a la red (por ejemplo, un 1,2

incrementa cada valor de la curva de caudales un 20%)

Factor de planta o factor de capacidad (%): expresa la relación entre la energía media producida por

la central durante todo el año con respecto a su potencia instalada.

Costos iniciales (€/KW): incluye costes de instalación y equipos. RETScreen incorpora una base de

datos de costes medios para distintas potencias.

Costos de O & M (€/KW-año): incluye los costes de operación y mantenimiento anuales.

Tarifa de exportación de electricidad: en esta pestaña nos muestra el precio de exportación de energía

(establecida en el paso 1).

Electricidad exportada a la red (MWh): cantidad de electricidad exportada calculada por el software.

Ingresos por exportación de electricidad (€): beneficio obtenido por la venta de esa electricidad

exportada al precio fijado en el paso 1.

Una vez introducidos todos los datos necesarios, el programa nos elabora una gráfica en el que aparecen la

curva de caudales clasificados (flujo disponible, línea azul) y la potencia disponible (línea verde) para cada

porcentaje de tiempo.

Base de datos

RETScreen

Coste típico de generación

(€/KW)

Costo O&M típico

(€/KWh-año)

Turbina hidráulica

10.000 KW 4.100 90

Turbina hidráulica 1.000

KW 4.700 135

Tabla 3-3. Costes de generación y operación y mantenimiento para

turbinas de 1 MW y 10 MW. Fuente: RETScreen


20

Por último, en el paso 3 aparece un resumen de los resultados obtenidos en el análisis energético, como la

potencia nominal de la instalación, los ingresos por la venta de energía, los costes iniciales y de operación y

mantenimiento (especificados en la siguiente apartado), los costes del combustible y el payback (calcuado en

el apartado “Finanzas”).

3.3.5 Costo

En este apartado se especifica los costes iniciales y anuales de la instalación. Para ello, se utilizará el “Nivel 2”

del análisis.

Los principales costes serían el estudio de viabilidad, el desarrollo del proyecto, la ingeniería (precio del

proyecto y diseño de todos los componentes), el bloque de potencia (turbinas, carretera, línea de alta tensión,

Figura 3-15. Curva de duración de flujo y potencia

Figura 3-16. Paso 3 del análisis energético: resumen de resultados

Metodología

21

21

transformador y subestación), misceláneos (obra civil y contingencias), operación y mantenimiento y sueldos

de trabajadores.

Estudio de factibilidad: este estudio incluye un proyecto de diseño preliminar, estimación del coste,

estudio del emplazamiento y recursos disponibles. Suele ser el 1 a 5% del coste total del proyecto [7].

Desarrollo: es la ejecución del proyecto definido en el estudio de factibilidad.

Ingeniería: este coste incluye el diseño de equipos (instalaciones electricas, bloque de potencia, obra

civil…) y el proyecto propuesto. Suele tomar valores del entorno al 2% [7].

Sistema eléctrico de potencia: aquí se incluye el precio de las turbinas, los caminos de acceso, las

líneas eléctricas y la subestación.

Balance del Sistema y misceláneos: esta casilla incluye costes específicos del proyecto, construcción

de edificios, transporte de equipos y materiales, entrenamiento de los operarios y del personal de

mantenimiento y contingencias. Todos los costes anteriores, menos las contigencias, se agruparán en

un solo grupo llamado “Misceláneos”. Las contingencias son una parte de los costes que se destinan a

solventar ciertos gastos que no estaban previstos de antemano (avería de maquinaria, rotura de

materiales por accidentes…).

Figura 3-17. Análisis de costos iniciales totales detallados


22

Operación y mantenimiento: son los costes debidos a las operaciones de mantenimiento y de los

salarios de los trabajadores que están trabajando en la instalación durante el año. RETScreen toma

valores de 0,2 a 1 (esto va a depender del grado de automización de la instalación) para indicar el

número de personas que trabajan al año en la central.

3.3.6 Emisión

Es otro de los análisis que incorpora RETScreen donde se estima la cantidad de emisiones de gases

contaminantes producidas si se generase la misma cantidad de energía con fuentes contaminantes.

Para este apartado, se elige el “Nivel 1” para un análisis de emisiones simplificado. En el caso base se

especifica el país donde se encuentra la instalación y el tipo de combustible (media de todos, gas natural,

carbón, petróleo u otros) con el que se generaría la misma cantidad de energía que con la central hidráulica y,

dependiendo de la opción, tendrá un factor de emisión asociado, expresado en tCO2/MWh. A este factor se le

añade las pérdidas por transmisión y transporte de las líneas (en España es del 7%) [8].

Por último, el programa permite realizar una equivalencia de esas emisiones no liberadas a la atmósfera con

otras actividades contaminantes, como número de automóviles no usados, barriles de petróleo no consumidos,

toneladas de residuos urbanos reciclados…

Figura 3-18. Costos anuales de operación y mantenimiento

Figura 3-18. Análisis de emisiones

Metodología

23

23

3.3.7 Finanzas

En esta etapa se llevará acabo el análisis financiero de “Nivel 2”, en el que se podrá realizar un análisis con

mayor precisión.

En el grupo “Parámetros finacieros” aparecen:

Tasa de inflación (%): tasa promedio anual de inflación proyectada durante la vida del proyecto.

Tasa de descuento (%): hace que el valor actual neto de la suma de flujos de caja sea cero.

Tiempo de vida del proyecto (años): duración de la evaluación de viabilidad financiera. También

puede corresponder a la esperanza de vida de los equipos o del acuerdo de compra de energía.

Incentivos y donaciones (€): sería cualquier contribución o subsidio recibido que se utiliza para pagar

los costos iniciales del proyecto.

Relación de deuda (%): porcentaje de la inversión inicial que va a ser financiado por el banco. El

resto del procentaje corresponde al capital propio financiado por el propietario de la instalación o

accionistas de la empresa propietaria.

Tasa de interés de la deuda (%): tasa anual abonada por el tenedor de la deuda al final de cada año.

Duración de deuda (años): número de años en los que se reparte la deuda a pagar.

Pagos de la deuda (€/año): cantidad de deuda a pagar anualmente.

Análisis de impuesto a la renta: este análisis permite calcular los flujos de caja e indicadores

financieros después de impuestos. Al pinchar en esta casilla se nos despliega más opciones para

especificar este análisis. En este proyecto no se realizará este análisis.



24

En el cajón “Ingresos anuales” aparece resumido los ingresos obtenidos por la venta de electricidad

anualmente. La tasa de escalonamiento de exportación de electricidad es el porcentaje de subida anual de la

tarifa de exportación durante la vida del proyecto. Por otro lado, también se puede especificar la concesión de

algún tipo de bonificación por las toneladas de CO2 no emitidas a la atmósfera y por la producción de energía

limpia (primas).

El grupo “Costos/Ahorros/Ingresos” es un resumen del análisis de costos, en el que aparecen desglosados los

costos iniciales totales, los costes anuales y los ingresos anuales.

En el apartado “Viabilidad financiera” aparecen los resultados del análisis realizado por RETScreen:

TIR (antes de impuestos) del capital (%): la Tasa Interna de Retorno representa el rendimiento del

interés proporcionado por el capital del proyecto durante su vida útil antes de impuestos. Se calcula

con los flujos de caja y el tiempo de vida del proyecto.

TIR (antes de impuestos) de los activos (%): la Tasa Interna de Retorno representa el rendimiento del

interés proporcionado por los activos del proyecto durante su vida útil antes de impuestos.

Payback (años): hay de dos tipos, el pago simple de retorno del capital (tiempo que tarda en recuperar

los costos iniciales invertidos en la instalación, a partir de los ingresos obtenidos) y el retorno de

capital o Equity Payback (tiempo en recuperar la parte de la inversión finaciada por el propietario o

accionistas).

Valor Presente Neto (€): conocido como VAN permite calcular el valor actual de cualquier flujo de

caja futuro. VAN >1 indica que se obtienen beneficios y un valor negativo indica pérdidas.

Ahorros anuales en ciclo de vida (€/año): cantidad de dinero ahorrada calculada a partir del VAN, la

tasa de descuento y el tiempo de vida del proyecto.

Relación beneficio-deuda: relación entre los beneficios y costes del proyecto. Que este valor sea

mayor a 1 indica que el proyecto es rentable.

Cobertura de deuda: indica la capacidad del proyecto de generar beneficios para hacer frente a los

pagos de deuda. Se calcula dividiendo los ingresos entre los pagos de deuda.

Coste de producción de energía (€/MWh): a este parámetro se le conoce como LCOE y representa el

precio de venta de energía para obtener un VAN nulo (no tener ni pérdidas ni beneficios).

Por último, en el apartado “Flujos de caja anuales” se observan los beneficios obtenidos antes de

impuestos y los flujos de caja acumulados (despúes de impuestos) para año de vida del proyecto.

RETScreen elabora dos gráficas con cada uno de los parámetros anteriores en función de los años.

Metodología

25

25

3.3.8 Riesgo

El análisis de sensibilidad y riesgos es una herramienta para estimar la sensibilidad de los indicadores

financieros más importantes en relación con los parámetros técnicos y financieros clave.

El análisis de sensibilidad se puede realizar sobre varios parámetros finacieros: el retorno de capital, TIR (antes

de impuestos) del capital, TIR (antes de impuestos) de los activos, VAN y costes de producción de energía.

También se debe imponer un rango de sensibilidad para especificar el máximo porcentaje de variación que se

aplica a cada uno de los parámetros en la tabla de resultados del análisis de sensibilidad.

En la casilla “Umbral”, dependiendo sobre que parámetro se efectúa el análisis, el usuario puede elegir el valor

máximo que puede tener este parámetro. Si el valor que aparece es menor (en el caso del TIR del capital, TIR

de los activos, VAN y costes de producción de energía) o mayor (solo paro el caso del retorno de capital) que

el del umbral, dicho número será marcado con un fondo naranja, lo que significará que el proyecto no será

viable.

En las distintas tablas se muestra lo que le sucede al indicador financiero con el que se está efectuando el

análisis cuando dos parámetros (que pueden ser los costos iniciales y la electricidad exportada a la red, por

ejemplo) van variando según el porcentaje de sensibilidad seleccionado.



26

El análisis de riesgo permite especificar la incertidumbre de una serie de parámetros de entrada (costos

iniciales, electricidad exportada a la red, tarifa de exportación de electricidad, relación de deuda, tasa de interés

de la deuda y duración de la deuda) y evaluar su impacto sobre distintos indicadores financieros (TIR del

capital antes de impuestos, TIR de los activos antes de impuestos, VAN y costes de producción de energía).

El programa utiliza el método de Monte Carlo para la elaboración del análisis, especificando el número de

combinaciones y la aleatoriedad del valor inicial. Este método calcula estadísticamente el valor final de una

serie de parámetros sujetos a la variabilidad.

Una vez elaborado el análisis, RETScreen representa en una gráfica llamada “Impacto” los parámetros de

entrada (en el eje y, ordenados de mayor a menor impacto) en función de uno de los indicadores financieros

selecionados anteiormente y en el eje x se representa la desviación estándar (medida de cuanto pueden alejarse

los valores con respecto a la media) de los parámetros. La dirección de la desviación estándar (postiva o

negartiva) establece la relación entre el parámetro de entrada y el indicador financiero, por ejemplo, la fracción

de deuda tiene una desviación positiva con respecto al TIR del capital, por lo que un incremento de este

parámetro provocaría un aumento de TIR del capital.

Con el método de Monte Carlo se calcula la mediana del indicador financiero (que suele coincidir o toma un

valor cercano al obtenido en el análisis financiero). Por otro lado, se especifica el nivel de riesgo, donde se

establece un intervalo de confianza dentro del cual se espera que el indicador disminuya. El nivel de riesgo

también se puede definir como la probabilidad de que el indicador se encuentre fuera del intervalo de

confianza.

Una vez establecido el intervalo de confianza, el modelo calcula el valor límite mínimo y máximo de dicho

intervalo, que es el percentil del indicador correspondiente a la mitad del nivel de riesgo definido y al

correspondiente al 100% menos la mitad del riesgo, respectivamente.


Metodología

27

27

De la simulación de Monte Carlo resulta la gráfica de “Distribución” en la que se representa en barras

verticales la frecuencia (en %) de los valores del indicador financiero que han aparecido en el análisis.

3.3.9 Informe

En esta última estapa, RETScreen elabora un resumen de los resultados obtenidos en las etapas anteriores.

Debido a que se está utilizando la versión de prueba no es posible guardar o imprimir dicho informe.

Figura 3-23. Análisis de riesgos del TIR del capital

Figura 3-24. Gráfica de distribución


28

3.4 Normativa

En este apartado, se expondrá la normativa vigente en el momento de la realización de este proyecto.

Por un lado, la ley 54/1997 del Sector Eléctrico [9] establece dos tipos de regímenes para la generación

eléctrica: el régimen ordinario (para centrales de generación convencionales) y el régimen especial (para

centrales con una potencia inferior a 50 MW y utilizan como fuente primaria energías renovables o residuos

naturales).

El régimen especial está regulado en el Real Decreto 66/2007 [10], en el que se establecen dos tipos de tarifas:

tarifa regulada y variable. Con la tarifa regulada, por la energía que exportes percibes siempre la misma

aportación económica (expresada en céntimos de euro por kilovatio hora). Con la tarifa variable, el precio de

venta de la electricidad viene impuesto por el mercado o el precio que negocie el titular de la instalación,

complementado con una prima (expresada en céntimos de euro por kilovatio hora). Ambas tarifas vienen

explicadas en el artículo 24 del real decreto anterior.

En el artículo 2 de este real decreto se especifica a que grupo pertenecen las centrales hidroeléctricas: grupo

b.4 (potencia instalada menor a 10 MW) y grupo b.5 (potencia instalada entre 10 y 50 MW).

Dependiendo del grupo o categoría que pertenezca la instalación recibirá una cantidad fija durante todos los

periodos (artículo 25) y, de forma voluntaria y solo para la tarifa regulada, puede acogerse a un régimen de

Figura 3-25. Informe de factibilidad

Metodología

29

29

discrimación horaria de dos periodos (artículo 26).

Grupo Potencia Plazo

Tarifa

regulada

c€/KWh

Tarifa variable c€/KWh

Prima de

referencia

Límite

superior

Límite

inferior

b.4 𝑃 ≤ 10 𝑀𝑊

Primeros 25 años 8,2519 2,6495

9,0137 6,8978

A partir de entonces 7,4268 1,4223

b.5 10𝑀𝑊 < 𝑃 ≤ 50 𝑀𝑊

Primeros 25 años (1) 2,2263

8,4635 6,4746

A partir de entonces (2) 1,4223

(1) Tarifa regulada será: 𝟔. 𝟔𝟎 + 𝟏. 𝟐𝟎 ∙ [(𝟓𝟎 − 𝑷) 𝟒𝟎⁄ ] siendo P la potencia instalada.

(2) Tarifa regulada será: 𝟓. 𝟗𝟒 + 𝟏. 𝟎𝟖𝟎 ∙ [(𝟓𝟎 − 𝑷) 𝟒𝟎⁄ ] siendo P la potencia instalada.

La tarifa regulada percibida será la de la tabla anterior multiplicada por 1,0462 (grupos b.4 y b.5) para el

periodo punta y de 0,9670 (grupos b.4 y b.5) para el periodo valle.

Invierno Verano

Punta Valle Punta Valle

11-21 h 21-24 h y 0-11 h 12-22 h 22-24 h y 0-12 h

El real decreto 606/2003 [11] modifica al real decreto 849/1986 en el que se aprueba el Reglamento del

Dominio Público Hidráulico, que desarrolla los Títulos preliminar I, IV, V, VI y VII de la Ley 29/1985 de

Aguas. En el se especifica un procedimiento para obtener las concesiones y autorizaciones administrativas

para una instalación, ampliación o adaptación de aprovechamientos hidáulicos de potencia menor a 5 KVA.

La duración de los trámites y concesiones de aguas son los principales obstáculos a los que se enfrenta esta

tecnología. Por otro lado, aparecen barreras de carácter medioambiental y social a la ejecución del proyecto, lo

cual también prolonga el periodo de concesión.

Todas las centrales hidroeléctricas con potencia instalada menor a 50 MW deben someterse a una evaluación

de impacto ambiental para cumplir con la normativa medioambiental (Ley 6/2001).

Tabla 3-4. Precio de venta de electricidad para los grupos b.4 y b.5 en

función de la tarifa

Tabla 3-5. Periodos de punta y valle para invierno y verano, aplicable a la

tarifa regulada


30

Aplicación de la metodología

31

31

4 APLICACIÓN DE LA METODOLOGÍA

n este capítulo se expondrá tres ejemplos de presas, que se encuentran operando hoy en día, para

demostrar el potencial de RETScreen como herramienta de cálculo.

4.1 Presa de Cantillana

4.1.1 Características y ubicación

Esta presa se encuentra sobre el Río Guadalquivir en la localidad sevillana de Cantillana (a 33Km de la capital

andaluza). Fue proyectada por C. Mendoza y Sáez en 1956 y su propietario actual es la compañía eléctrica

Endesa.

Se trata de una presa de gravedad, móvil y compuesta por una estructura de hormigón de sección triangular.

Posee una altura sobre el caude de 19,1 m, un salto bruto de 8,75 m y un aliviadero formado por ocho

compuertas Stoney, capaces de desembalsar 1.000 m3/s por cada una de ellas. La central posee dos turbinas

Kaplan que desarrollan una potencia nominal de 6,32 MW.

Junto a la casa de máquinas se encuentra la subestación de transformación que eleva la tensión de los 6.000 V

a los 66.000 V, gracias a un transformador de 20 MVA [12] [13].

El programa toma como datos climatológicos (más cercanos) los de la estación metereológica del aeropuerto

de Sevilla situado a 21 Km de la instalación. Con esos datos, elabora una tabla en la se reflejan distintas

variables como la temperatura o la humedad.

E

Solo aquellos que se arriesguen a ir demasiado lejos pueden

descubrir que tan lejos se pueden llegar.

- T. S. Eliot -


32

4.1.2 Análisis energético

El primer paso es establecer el precio de exportación de la electricidad. Para la realización de este proyecto se

utilizará la tarifa regulada (explicada en el apartado 3.4 Normativa) para establecer un precio de venta fijo para

todos los meses del año (0,082519 €/KWh para los primeros 25 años).También se considerará que este precio

sufre un incremento del 0,5% anualmente, acorde con el aumento del IPC en nuestro país (esta subida de tarifa

se cuantificará en el análisis financiero).

En el segundo paso se introducirá todos los datos técnicos de la instalación.

La presa de Cantillana es de tipo fluyente (“A filo de agua”), con un salto bruto de 8,75 m. Considerándose

nulo el efecto del agua de descarga durante los periodos de crecidas de agua y un caudal ecológico constante

de 0,1 m3/s. El flujo firme, obtenido de la tabla de caudales clasificados representada más abajo, estará

Figura 4-1. Ubicación de la Presa de Cantillana



33

33

disponible todo el tiempo de operación de la central.

Empleando un flujo de diseño total de 90 m3/s (el mismo que en la realidad) para las dos turbinas Kaplan, con

un coeficiente de diseño de 4,5 (turbinas de acero inoxidable al carbono) y factor de ajuste de eficiencia nulo,

el programa cálcula el rendimiento máximo (al elegir la opción “Estándar”) de las turbinas (91,9%) y en el

caudal que se produce (67,5 m3/s) y el rendimiento en el caudal de diseño (91,5%).

A partir de los datos de caudales clasificados introducidos, RETScreen calcula el rendimiento de la turbina, el

número de turbinas que estarían funcionando en cada porcentaje de tiempo y la eficiencia combinada de cada

una de ellas. Los caudales clasificados se han detallado en el anexo 1.

Figura 4-3. Datos técnicos básicos para la Presa de Cantillana



34

Con datos anteriores, elabora una gráfica donde se representa el rendimiento de la turbina (%) para cada caudal

clasificado (% del tiempo). Se observa que a partir del 25 al 30% del caudal nominal el rendimiento se

estabiliza, lo que significa que ha empleado un caudal de diseño idóneo.

Las pérdidas hidráulicas (7%) son tan elevadas debido a que esta presa al tener una longitud de 200 m tiene

mucha superficie en contacto continuo con el agua. Las pérdidas varias (2%) toman un valor medio para este

tipo de instalaciones ya que considera las pérdidas eléctricas de la subestación, de la línea de transmisión y de

los consumos auxiliares. La eficiencia del generador (97%) es elevada y la disponibilidad (95%) toma un valor

similar al resto de las centrales de fluyente [7].

El software calcula la potencia nominal de la instalación y la potencia firme (generada durante el 100% del

tiempo) considerando todos los parámetros anteriores, obteniendo un resultado de 6,24 MW y 1,53 MW,

respectivamente. Se observa que la potencia nominal se asemeja a la potencia real de la central (6,32 MW). El

factor de ajuste de caudal disponible se iguala a 1 (no van a variar demasiado los flujos) debido a que se ha

elaborado la curva de caudales clasificados a partir de los datos históricos de la confederación hidrográfica del

Guadalquivir entre 1987 y 2008 [14]. Por otro lado, resultando un factor de capacidad del 56%, un valor

intermedio bajo en el intervalo que sulen tener las instalaciones hidráulicas (40-90%) [7].

Los costos iniciales se especificarán en el siguiente apartado y los costos de operación y mantenimiento

tomados son distintos a los que propone RETScreen (90 €/KW-año para una central del orden de 10 MW) ya

que este coste incluye mantenimiento de los equipos (reparaciones o deterioros) y los salarios de los operarios

que realizarán dichas labores. Por eso se tomará 40 €/KW-año, que incluye solo el mantenimiento de los

equipos.

Multiplicando la energía producida por el precio de venta de electricidad, establecido en el paso anteriormente,



35

35

se obtiene el beneficio anual (2.514.906 €).

Por último, RETScreen representa en una gráfica de tres ejes la potencia disponible (línea verde) y el caudal

disponible (línea azul) con respecto al caudal (m3s) y el porcentaje del tiempo (%) y la potencia (MW). Se

puede observar que para el caudal de diseño (90 m3/s, línea roja) se producen 3,8 MW durante el 40% del

tiempo.


Figura 4-7. Curva de caudal y potencia


36

Estos serían los datos obtenidos de forma resumida en una tabla.

4.1.3 Costes

Los costes iniciales del proyecto quedan repartidos de la siguiente forma:

Los costes del estudio de factibilidad, desarrollo e ingeniería se han estimado comparalandolos con otros

proyectos de centrales de tipo fluyente de RETScreen.

Se ha estimado el precio de las turbinas Kaplan (1.500 €/KW) a partir de una media de los precios de docenas

de instalaciones con potencias comprendidas entre los 100 KW y 15 MW, en EEUU [15]. Será necesario

instalar 1,1 Km de línea de transmisión (66 KV) a un precio de 60.000 €/Km, el coste de construcción de los


Figura 4-9. Costes iniciales totales de la Presa de Cantillana


37

37

caminos de acceso es 2.000.000 €/Km y solo sería necesario construir la carretera que pasa por encima de la

presa ya que el resto de la carretera (SE-3101) se supone que ya está construida, la subestación tiene un precio

de 200.000 €, el costes del transporte de todos los equipos y de la maquinaria será de 100.000 € y para el

cálculo del precio de la obra civil se considerará que el componente mayoritario de la central es el hormigón

HA-25, con un precio unitario de 80 €/m3 [16]. Este precio multiplicado por el volumen de la central (27.800

m3) nos sale un coste de 2.224.000 €.

Se suele tomar un 10% de contingencias para este tipo de centrales para hacer frente a posibles gastos no

previsto de antemano [15].

Los costes iniciales totales son de 14.388.754€, lo que equivale a 2.306 €/KW, algo superior a los costes de la

pequeña hidráulica con saltos menores a los 60 m, que suelen rondar entre 700 a 2200 €/KW [15].

Los costos de operación y mantenimiento se resumen de la siguiente forma:

Estos costes se han dividido entre el mantenimiento de los equipos (cáculado en el análisis energético) y el

salario de los operarios de mantenimiento. Para este último, RETScreen establece un rango de automatización

entre 0,2-1 (siendo 0,2 el mayor grado de automatización), el cual se multiplica por el salario anual de un

operario (24.000 €). Para esta central se obtará por un valor de 0,5 debido a la antigüedad de la instalación,

obteniendo un coste de 12.000 €.

Siendo los costes anuales por mantenimiento y operación totales de 261.618 €.

4.1.4 Emisiones

Si se selecciona la opción “todos los tipos de combustibles” se consigue evitar 8.869 tCO2 al año. El programa

permite realizar una equivalencia de esas emisiones no liberadas a la atmósfera con otras actividades

contaminantes, como por ejemplo, las toneladas de CO2 obtenidas anteriormente equivalen a 20.625,7 barriles

de petróleo no consumidos o a 1.624,4 automóviles no utilizados.

Figura 4-10. Costos anuales de operación y mantenimiento de la Presa de Cantillana


38

4.1.5 Financiación y análisis de riesgos

a) Análisis Financiero

Considerando que la tasa de interés media de norte américa oscila entre los 2-3% se supondrá para este

proyecto un 2,5%, y que la tasa de descuento toma valores entre 6-11%, por lo que será de un 9% [7]. La vida

útil del proyecto será de 50 años ya que este tipo de instalaciones tienen vidas de uso superiores a los 70 años.

Se establecerá una relación de deuda del 80% con un tipo de interés del 5% a pagar durante los primeros 15

años del proyecto.

Por último, la tasa de escalonamiento anual de la tarifa de exportación de electricidad será del 0.5%, como se

anticipó en el análisis energético. El programa no permite modificar el precio de venta en cualquiera de los

años intermedios de la vida útil, ya que la tarifa elegida a partir del año 25 se reduce a los 74,27 €/MWh. Este

aspecto será discutido en el capítulo 5.



39

39

Una vez introducido todos los parámetros anteriores y conociendo los ingresos anuales y costes iniciales

totales y de operación y mantenimiento, se obtiene un payback del capital invertido de 6,4 años, un payback

del capital propio de 2,5 años, un VAN positivo (13.470.065 €) y un LCOE de 47,15 €/MWh.

A continuación, se representan los flujos de cajas anuales antes de impuesto con respecto al número de años de

vida del proyecto (a la izquierda) y los flujos de caja acumulados con respecto a la vida útil (a la derecha). En

la gráfica de la izquierda se observa que cada año va aumentando los ingresos, esto se debe a que cada año

aumenta el precio de venta un 0,5%. También, se contempla que en el año 15, al terminar de pagar la deuda,

los flujos aumentan considerablemente. En cambio, en la gráfica de la derecha, el año en que el flujo

acumulado es mayor que cero coincide con el payback del capital propio (2,5 años).

b) Análisis de Sensibilidad y Riesgo




40

Se lleva a cabo un análisis de sensibilidad del VAN con un rango de sensibilidad del 50%.

Se observa que si se reduce el precio de venta de electricidad un 50% para los mismos costos iniciales se

obtiene un VAN negativo, lo que significa que el proyecto no es viable económicamente. También se puede

analizar que si la energía exportada disminuye un 50% para los mismos costos de operación y mantenimiento,

el VAN también es negativo.

Por último, se realizará un análisis de riesgo del VAN.

Figura 4-14. Análisis de sensibilidad sobre el VAN



41

41

En la gráfica de impacto, se ve que los parámetros que tienen más repercusión sobre el VAN son la tarifa de

exportación (positivo), la energía exportada (positivo) y los costos iniciales (negativo). Como cabría esperar,

tanto la tarifa de exportación como la energía exportada tienen un impacto positico sobre el VAN ya que sus

aumento provoca un efecto inmediato en dicho indicador financiero y los costos iniciales tienen un impacto

negativo debido al hecho de que un aumento de los mismos reduce el VAN.

En la gráfica de distribución se reflejan distintos valores del VAN con respecto a su frecuencia (%). Para un

nivel de riesgo del 10%, el VAN resultante (13.470.065 €) se encuentra dentro del intervalo de los valores

presente neto con más frecuencia (10-15 M€).

4.1.6 Comparativa con otras tipologías de turbinas

a) Cambiando la tipología de turbina

En la siguiente tabla se resumen algunos parámetros clave del proyecto cambiando únicamente el tipo de

turbina y utilizando en todos los casos 2 turbinas.

Tipo turbina

Eficiencia

turbina punto

diseño (%)

Generación

eléctrica

(MW)

Factor de

capacidad

(%)

Electricidad

exportada a

la red (MWh)

Ingresos

anuales

obtenidos (€)

LCOE

(€/MWh)

Flujo

cruzado 79,0 5,395 54,0 25.516 2.105.554 50,41

Francis 62,2 4,251 33,3 12.393 1.022.670 87,30

Kaplan 91,4 6,240 55,8 30.477 2.514.906 47,15

Pelton (3 jets) 93,1 6,356 56,0 31.177 2.572.726 46,76

Hélice 91,8 6,271 46,0 25.283 2.086.353 57,05


Tabla 4-1. Tabla resumen de los resultados obtenidos comparando las turbinas en Cantillana


42

En primer cabe destacar que los resultados obtenidos con las turbinas Pelton (con tres chorros) son erróneos ya

que estas turbinas solo se emplean para saltos grandes, del orden de los 100 m. Pero en este caso, el salto bruto

es de tan solo de 8,75 m por lo que se obviarán los resultados de las Pelton.

Una vez expuesto esto, se observa que el mejor LCOE es el de las Kaplan (utilizadas para aprovechar saltos de

altura pequeña) con 47,15 €/MWh y un factor de capacidad del 55,8%, verificando con estos resultados que

las turbinas que se encuentran instaladas en la realidad son Kaplan.

En segunda posición aparecen las de flujo cruzado (turbinas de flujo transversal para pequeñas alturas y

grandes caudales), con un LCOE y factor de planta parecido al de las Kaplan, aunque su rendimiento en el

punto de diseño es peor.

Por otro lado, el caso más desfavorable es de las turbinas Francis (empleadas para grandes saltos y pequenos

caudales), obteniendo el peor LCOE y factor de planta (como cabría esperar).

En anexos 2 se encuentran las gráficas de eficiencia de las turbinas y las de potencia de las turbinas de Flujo

cruzado, Francis y Hélice.

b) Modificando la tipología y el número de turbinas

A continuación aparecen en varias tablas el flujo firme, la electricidad exportada, el factor de capacidad y el

LCOE para cada tipo de turbina y variando el número de ellas.

Nº Turbinas KAPLAN 1 2 3 4 5

Firme (KW) 938 1527 1553 1549 1550

Electricidad exportada (MWh) 29009 30477 30485 30480 30486

Factor de capacidad (%) 53.1 55.8 55.8 55.8 55.8

LCOE 49.54 47.15 47.14 47.15 47.14

Nº Turbinas FLUJO CRUZADO 1 2 3 4 5

Firme (KW) 1077 1199 1259 1317 1277


Factor de capacidad (%) 52.6 54 54.5 54.6 54.7

LCOE 51.75 50.41 49.97 49.86 49.71

Nº Turbinas PELTON 1 2 3 4 5

Firme (KW) 1467 1594 1595 1582 1587


Factor de capacidad (%) 55.6 56 56 55.9 56

LCOE 47.09 46.76 46.75 46.8 46.78


43

43

Nº Turbinas HELICE 1 2 3 4 5

Firme (KW) 111 590 1041 1435 1153


Factor de capacidad (%) 38.2 46 48.9 49.6 50.7

LCOE 68.83 57.05 53.66 52.92 51.78

Nº Turbinas FRANCIS 1 2 3 4 5

Firme (KW) 0 0 0 658 395



LCOE 94.36 87.3 69.42 73.44 74.88

Variando el número de turbinas, se compara el LCOE y el factor de capacidad de las distintas turbinas

(excepto para las Pelton, ya que los resultados obtenidos no son correctos).

0 20 40 60 80 100

1

2

3

4

5

€/MWh

Nú

me

ro d

e t

urb

inas

LCOE Francis

LCOE Hélice

LCOE Flujo

LCOE Kaplan

Tabla 4-2. Tablas variando el número turbinas de cada tipología en Cantillana



44

Se observa que en el caso de las turbinas Kaplan a partir de dos turbinas el factor de planta se mantiene

constante y el mínimo LCOE lo alcanza con tres turbinas (47,14 €/MWh), aunque este valor se mantiene sin

subrir muchos cambios hasta llegar a cinco turbinas. En la realidad emplea dos turbinas obteniendo un valor

de 47,15 €/MWh, muy cercano al mínimo.

Si se considera el resto de las turbinas, los máximos factores de capacidad se dan entre tres y cuatro turbinas,

mientras que los mínimos LCOE se obtienen para tres.

4.1.7 Velocidad específica

La velocidad específica no se puede calcular con el programa, pero se puede calcular a partir de una seire de

datos de la instalación real.

Este parámetro se utiliza para comparar la velocidad de la turbina con otra de referencia que desarrolla un cv

de potencia al ser instalada en un salto bruto de un metro o proporciona un caudal de un m3/s a un metro de

altura. Dependiendo del tipo de turbina, toma valores distintos. Es un parámetro evaluado en el punto de

diseño y su expresión adimensional es:

𝜔𝑠 = 𝜔 ∙(𝑊 𝜌⁄ )0,5

(𝑔 ∙ 𝐻)5

4⁄

siendo

𝜔, la velocidad de giro, en rad/s

𝑊, la potencia nominal, en W

𝜌, la densidad del fluido, en Kg/m3

𝑔, la constante de la gravedad, en m/s2

𝐻, el salto bruto, en m

0 10 20 30 40 50 60

1

2

3

4

5

%

Nú

me

ro d

e t

urb

inas

FC Francis

FC Flujo

FC Hélice

FC kaplan



45

45

Se empleará para el cálculo de la velocidad específica la siguiente a expresión diensional:

𝑛𝑠 =𝑛 ∙ (𝑊)0,5

(𝐻)5

4⁄

siendo

𝑛𝑠, la velocidad específica, en rpm

𝑛, la velocidad de giro, en rpm

𝑊, la potencia nominal, en KW

𝐻, el salto bruto, en m

Según el valor de la velocidad específica se establece esta relación con el tipo de turbina [17]:

Rango velocidad específica (rpm) Tipología de turbina

ns < 70 Pelton

50 < ns < 150 Francis lenta

150 < ns < 250 Francis normal

250 < ns < 400 Francis rápida

ns > 300 Kaplan

En el caso de la Presa de Cantillana dispone de dos turbinas kaplan, cada una de ellas conectadas a dos

alternadores que giran a 167 rpm (desarrollando una potencia de 3,16 MW, cada uno) [18].

𝑛𝑠 =167 ∙ (3.160)0,5

(8,75)5

4⁄= 623,8 𝑟𝑝𝑚

Se obtiene una velocidad específica mayor que 300 por lo que las dos turbinas son Kaplan.

4.2 Presa de Tranco de Beas


La central se levanta sobre el Río Guadalquivir cerca de los municipios de Santiago-Pontones y Hornos del

Segura (Jaén). Fue proyectada por F. Briones en 1944, comenzando a funcionar en junio de 1953, y su

propiestario actual es el Estado.

Se trata de una presa de arco de gravedad con planta curva de 150 m de radio y con un aliviadero de superficie

Tabla 4-3. Tabla velocidades específicas


46

con compuertas automáticas de tipo sector flotante., con una capacidad de desagüe de 1,100 m3/s. Posee una

altura sobre el caude de 83,5 m y un salto bruto de aproximadamente 80 m. La central posee tres turbinas

Francis que desarrollan una potencia nominal de 39,8 MW [19] [13].

La subestación de transformación se encuentra a 30 m por debajo del pie de presa a la intemperie y posee tres

alternadores (dos de 20 KVA y uno de 10 KVA) con una potencia total de 50 kVA.

El programa toma como datos climatológicos (más cercanos) los de la estación metereológica de Baza

(Granada), a unos 75 Km de la instalación.


Al ser una presa de más de 25 MW, el precio de exportación de la electricidad (tarifa regulada), viene dada por

la siguiente formula:

𝑷𝑹𝑬𝑪𝑰𝑶 = 𝟔. 𝟔𝟎 + 𝟏. 𝟐𝟎 ∙ [(𝟓𝟎 − 𝑷) 𝟒𝟎⁄ ]

siendo P, la potencia nominal en MW.

El precio resultante es 69,06 €/MWh para los primeros 25 años. Los siguientes años este precio cambiaría

según lo establecido en el RD 66/2007, pudiéndolo calcularlo con esta otra formula:

𝑷𝑹𝑬𝑪𝑰𝑶 = 𝟓. 𝟗𝟒 + 𝟏. 𝟎𝟖𝟎 ∙ [(𝟓𝟎 − 𝑷) 𝟒𝟎⁄ ]

Figura 4-19. Ubicación de la Presa de Tranco de Beas


47

47

Obteniendo un precio de 72,75 €/KWh. Debido a la limitación, ya mencionada anteriormente, no se puede

seleccionar el precio de venta a partir de un cierto año, por eso, se utilizará el precio de los primeros 25 años.

La presa de Tranco de Beas es de tipo de pie de presa, por lo que se selecciona “reservorio”, con un salto bruto

de 80 m. Suponiendo nulo el efecto del agua de descarga durante los periodos de crecidas de agua y un caudal

ecológico constante de 0,1 m3/s y un flujo firme disponible del 90%, ya que el objetivo principal de esta presa

es el almacenamiento de agua para el consumo humano o riego.

El caudal de diseño real de la central es de 50 m3/s, pero como se ve en la curva de caudales clasificados, se

elegirá un flujo de diseño que corresponde con el 25% al 30% del porcentaje de tiempo, es decir, 8 m3/s para

las tres turbinas Francis. Con un coeficiente de diseño de 4,5 y un factor de ajuste de eficiencia nulo,

RETSreen obtiene un rendimiento máximo del 92,7 % cuando circula un caudal de 6,4 m3/s y el rendimiento

en el caudal de diseño es del 89%.


Figura 4-21. Datos técnicos básicos para la Presa de Tranco de Beas


48

La tabla de curva de caudales clasificados recoge las medias de los datos históricos de los años comprendidos

entre 2000 y 2016 (Anexo 1) [20].

La gráfica de eficiencia obtenida es la siguiente:

Figura 4-22. Datos de caudales clasificados



49

49

Como se observa, entre el 25% y 30% se alcanzan las máximas eficiencias, no disminuyendo demasiado para

porcentajes de tiempo mayores.

Las pérdidas hidráulicas y varias son del 2%, la eficiencia del generador será del 97% y la disponibilidad del

94%.

Según el programa, la potencia nominal de la central es de 5,2 MW, con un flujo firme nulo (el porcentaje de

tiempo del flujo firme era del 90%).Como resultado de la simulación, la potencia nominal se aleja bastante de

la potencia real de la central (39,8 MW) esto se debe a que los caudales clasificados actuales no se corresponde

con los caudales cuando se construyó la instalación, es decir, la instalación está sobredimensionada

energéticamente. Uno de los posibles motivos de esta gran diferencia de caudales (como se mencionó

anteriormente) es que la presa se utiliza más para el almacenamiento de agua para consumo humano o agrícula

que para producir energía. Por otro lado, se obtiene un factor de capacidad del 56,4%.

En el siguiente apartado se aclararán los costos iniciales, mientras que los costos de operación y

mantenimiento tomarán un precio de 30 €/KW-año, resultando un coste de 156.158 €.

El beneficio anual obtenido es de 1.776.367 €.

En la gráfica de la potencia disponible y el caudal disponible se observa que para el caudal de diseño (8 m3/s,

línea roja) se producen 3,25 MW durante el 50% del tiempo. La máxima potencia “teórica” obtenida (5,2

MW) empieza a producirse a partir de tiempos menores del 30%.



50

Estos serían los resultados resumidos en una tabla.

4.2.3 Costes

Los costes iniciales del proyecto quedan repartidos de la siguiente manera:




51

51

Interpolando de varios proyectos incluidos en RETScreen sobre centrales de pie de presa, los costes del

estudio de factibilidad son 250.000 €, el de desarrollo 500.000 € y la ingeniería 300.000 €.

Para determinar el precio de las turbinas Francis se recurrirá al informe Quantifying the value of hydropower in

the electric grid donde se comparan multitud de centrales de entre los 40-500 MW. Este precio dependerá de

la potencia instalada, por lo el coste la turbina instalada será de 700 €/KW.

La línea de alta tensión (se supondrá que es de 110 KV) tendrá un precio de 108.500 €/Km, siendo necesario

la construcción de 10 Km de línea [15]. Para llegar a la instalación se necesita la construcción de 15 Km de

carretera, la cual tiene un precio de 2.000.000 €/Km. Por otro lado, la subestación valdrá 200.000 €, el costes

del transporte de todos los equipos y de la maquinaria será de 300.000 € y la obra civil resultante será de

17,840.000 € (volumen de hormigón de 223.000 m3 a un precio de 80 €/m

3).

Se tomará un 5% de contingencias.

Los costes iniciales totales son de 56.824.625 €, resultando 10.927,07 €/KW, un costes enorme ya que la

potencia nominal producida es muy inferiror a la instalada en la realidad y los costes totales se corresponden

con los de una central del orden de los 40 MW.

La mayoría de los costos de las centrales medianas (del enotno de los 50 MW) toman valores entre los 1000 a

2000 €/KW [15]. Si se divide nuestros costes iniciales totales entre la potencia nominal real (39,8 MW) se

obtienen 1.427,66 €/KW, un valor intermedio dentro de este rango, resultando un proyecto viable

económicamente.

Los costos de operación y mantenimiento son:

Figura 4-27. Costes iniciales totales de la Presa de Tranco de Beas


52

Debido a la antigüedad de la central se supondrá un nivel de automatización de 0,4 (bajo), con salario por

trabajador de 40.000 € (anuales), obteniendo un coste de 16.000 €.

Siendo los costes anuales por mantenimiento y operación totales de 172.158 €. Este coste en la realidad sería

mayor ya que está calculado para los 5,2 MW que produce la central y no para los 39,8 MW reales.

4.2.4 Emisiones

Con la energía producida se consiguen evitar 7.482,1 tCO2 al año, que equivalen a 2.580,1 toneladas de

residuos reciclados.



Las especificaciones financieras son: una tasa de interés del 2,5%, una de descuento del 6%, una vida útil del

proyecto de 50 años, una relación de deuda del 80% con un tipo de interés del 5% a pagar durante los primeros

15 años del proyecto y. por último, una tasa de escalonamiento anual de la tarifa de exportación de electricidad

del 0.5%.

Figura 4-28. Costos anules de operación y mantenimiento de Tranco de Beas



53

53

El resultado del análisis nuestra que el payback del capital invertido será de 35,4 años y el del payback del

capital propio será mayor que la vida útil del proyecto, un VAN de -27.108.121 € y un LCOE de 141 €/MWh.

Como se observa este proyecto no es viable debido a sus elevados costos iniciales (entre los más importantes

son la obra civil y la construcción de la carretera de acceso) y al bajo beneficio que se va a obtener por la venta

de energía. Además, el LCOE es demasiado elevado, con una diferencia de 72,00 €/MWh entre él y el precio

de venta de energía impuesto por el usuario (69,09 €/MWh).

A continuación, se refresentan los flujos de cajas anuales antes de impuesto con respecto al número de años de

vida del proyecto (a la izquierda) y los flujos de caja acumulados con respecto a la vida útil (a la derecha).

Durante el año de incio del proyecto se desembolsan unos 11.000.000 € (19,5% del costo inicial total) y,




54

posteriormente, 2.000.000 €/año hasta terminar de pagar la deuda. Los flujos de caja acumulados alcanzan su

máximo en el año 20, los cuales serán mayor que cero a partir del año 51 (que está afuera de la vida útil de la

instalación). Tan solo observando estas dos gráficas, se puede enterder que esta central nunca se construiría

con estos costes y la reducida producción de energía

.


Realizando un análisis de sensibilidad del payback del capital propio, con un rango de sensibilidad del 50%, y

estableciendo un umbral de 20 años, se obtiene:

Se observa que si se reducen los costos iniciales un 50% y el precio de venta aumenta un 25%, se consigue

superar el umbral, pero en cambio, si este aumenta, en vez del 25%, un 50%, el payback es de tan solo 8 años,

algo más razonable ya que el umbral utilizado es muy grande comparadado con el que se suele utilizar para

otras instalaciones semejantes (entre 7 a 10 años). También se observa que si la energía exportada aumentara

un 50% y el precio también, se sobrepasa el umbral por muy poco (1,1 años).

Por último, llevando a cabo un análisis de riesgo del VAN (el cual no tiene mucho sentido realizarlo debido a

que con el análisis financiero se ha obtenido un VAN muy negativo).



55

55

En la gráfica de impacto, los parámetros que tienen más repercusión sobre el VAN son los costos iniciales

(negativo), la tarifa de exportación (positivo) y la electricidad exportada (positivo). Como se ve en el análisis

de sensibilidad y como cabría esperar, los costos y la tarifa son los que tienen una mayor repercusión en el

valor actual neto. Esto significa que los costos son muy elevados, la tarifa debería aumentar y se debería

exportar más energía.

En la gráfica de distribución se reflejan distintos valores del VAN con respecto a su frecuencia (%). Para un

nivel de riesgo del 10%, todos los VAN son negativos. Interesaría que el valor actual neto estuviera lo más

cercano a cero, por lo que el VAN más cercano sería -20.133.223,14 € (con una probabilidad del 2%), que se

encuentra muy alejado de la media.




56


Tipo turbina

Eficiencia

turbina punto

diseño (%)

Generación

eléctrica

(MW)

Factor de

capacidad

(%)

Electricidad

exportada a

la red (MWh)

Ingresos

anuales

obtenidos (€)

Coste de

producción

de energía

(€/MWh)

Flujo

cruzado 79,0 4,6 54,7 22.137 1.529.444 162

Francis 89,0 5,2 56,4 25.711 1.776.367 141

Kaplan 90,6 5,3 56,2 26.068 1.801.023 140

Pelton (3 jets) 88,7 5,2 56,4 25,626 1.770.527 142

Hélice 91,0 5,3 48,2 22.457 1.551.553 162

Independientemente de los costes de producción, las turbinas Francis se encuentran en segundo lugar, en

términos energía exportada y eficiencia, despúes de las Kaplan. Lo cual no tiene mucho sentido debido a que

estas últimas se utilizan para pequeñas alturas y grandes caudales, y nuestra central se encuentra operando en

condiciones totalmente opuestas. También, los datos resultantes con las turbinas Pelton (en tercer lugar)

tampoco coincidirían con la realidad si se instalasen, ya que estas se emplean para alturas mucho más grandes.

4.2.7 Velocidad específica

La Presa de Tranco de Beas dispone de tres turbinas Francis, cada una de ellas conectadas a tres alternadores,

dos de ellos giran a 375 rpm (desarrollando una potencia de 15,75 MW, cada uno) y uno a 500 rpm (8,5 MW)

[18]. Realizando los cálculos para cada alternador:

𝑛𝑠 =375 ∙ (15.750)0,5

(80)5

4⁄= 196,7 𝑟𝑝𝑚

𝑛𝑠 =500 ∙ (8.500)0,5

(80)5

4⁄= 192.7 𝑟𝑝𝑚

Se obtiene que las tres turbinas son Francis normales, al ser turbinas radiales su velocidad específica es más

baja que la de las axiales. Esto se debe a que al instalarse en grandes alturas y mover pequeños caudales sus

diámetros son mayores (para conseguir reducir las pérdidas).

Tabla 4-4. Tabla resumen de los resultados obtenidos comparando las turbinas en Tranco


57

57

4.3 Presa de Villafranca


Esta presa se encuentra sobre el Río Guadalquivir en la localidad de Villafranca de Córdoba (Córdoba). Fue

proyectada por C. Mendoza en 1948 y su propiestario actual es la compañía eléctrica Endesa.

Se trata de una presa de gravedad, compuesta por una estructura de hormigón. Posee una altura sobre el caude

de 13,8 m, un salto bruto de 8,5 m y un aliviadero de labio fijo tipo Creager, capaces de desembalsar 3,600

m3/s. La central posee dos turbinas Kaplan que desarrollan una potencia nominal de 4,32 MW [13] [21].

El programa toma como datos climatológicos (más cercanos) los de la estación metereológica Córdoba situada

a 17 Km de nuestra instalación.


Utilizando la misma tarifa de exportación de electricidad que en la presa de Cantillana (0,082519 €/KWh para

los primeros 25 años), se considerará de nuevo que sufre un incremento del 0.5% anual.

La presa de Villafranca es de tipo fluyente, por lo que será “A filo de agua”, con un salto bruto de 8,5 m. Se

considerará nulo el efecto del agua de descarga durante los periodos de crecidas de agua y un caudal ecológico

constante de 0,1 m3/s. En este caso, el flujo firme es nulo debido a que la disponibilidad de la central es del

95%.

Empleando un flujo de diseño total de 73 m3/s (el mismo que en la realidad) para las dos turbinas Kaplan, con

un coeficiente de diseño de 4,5 y factor de ajuste de eficiencia nulo, se obtiene un rendimiento máximo de

91,5% con un caudal de 54,8 m3/s y una eficiencia del 91,1% en el caudal de diseño.

Figura 4-35. Ubicación de la Presa de Villafranca


58

Introduciendo los datos de la curva de caudales clasificados (Anexo 1) [18].

Resulta una gráfica de eficiencia de la turbina muy similar a la de Cantillana, llegando al rendimiento máximo

a partir del 25-30% del caudal (manteniéndose constante a partir de entonces).

Figura 4-36. Datos técnicos básicos para la Presa de Villafranca



59

59

Las pérdidas hidráulicas (7%) son elevadas debido a que esta presa posee una longitud de 75 m, lo que supone

mucha superficie de la estructura de la presa en contacto continuo con el agua. Las pérdidas varias (3%) toman

un valor alto ya que esta central es muy antigua con un sistema eléctrico ya anticuado. La eficiencia del

generador (97%) es elevada y la disponibilidad es del 94% debido a que esta es más antigua que la de

Cantillana y necesita más tiempo para labores de mantenimiento.

De la simulación se consigue un resultado de 4,85 MW, una potencia nominal superior a la potencia real de la

central (4,32 MW), y un factor de capacidad del 65,2%.

Los costos iniciales se especificarán en el siguiente apartado y los costos de operación y mantenimiento

tomados son 40 €/KW-año, que incluye solo el mantenimiento de los equipos.

El beneficio anual resultante es de 2.285.930 €.



60

En la gráfica de caudales y potencia se observa que para el caudal de diseño (73 m3/s, línea roja) se producen

2,3 MW durante el 75% del tiempo, lo cual significa 275 días al año. La máxima potencia se alcanza para

tiempos menores del 30%.




61

61

Estos serían los datos obtenidos de forma resumida en una tabla.

4.3.3 Costes

Los costes iniciales del proyecto son:

Al igual que en la presa de Cantillana, los costes del estudio de factibilidad, desarrollo e ingeniería se han

estimado comparándolos con otros proyectos de centrales de tipo fluyente de RETScreen.

Utilizando el mismo precio de las turbinas Kaplan (1.500 €/KW) que las de Cantillana. Se considerará que la

línea de alta tensión es de 66 KV, con un precio unitario de 120.000 €/Km y se necesitará instalar 350 m de

línea. El coste de construcción de los caminos de acceso es de 2.000.000 €/Km, siendo necesario tan solo 150

m ya que la instalación se encuentra muy cerca de la carretera CO-3103. Por otro lado, la subestación tendrá


Figura 4-42. Costes iniciales totales de la Presa de Villafranca


62

un precio de 200.000 €, el costes del transporte de todos los equipos y de la maquinaria será de 200.000 € (se

encuentra en un localización aislada) y el precio de la obra civil es de 1.432.000 € (considerando que la mayor

parte de la presa es de hormigón HA-25 y tiene un volumen de 17.900 m3).

Se tomará un 15% para las contingencias.

Los costes iniciales totales son de 11.479.557 € ó 2.366 €/KW.

Los costos de operación y mantenimiento se resumen de la siguiente forma:

En esta presa, al ser más antigua, el rango de automatización será del 0,8 (poco automatizada), el cual se

multiplicará por el salario anual de un operario (24.000 €) resulta un coste de 19.200 €.

Siendo los costes anuales por mantenimiento y operación totales de 213.313 €.

4.3.4 Emisiones

Se evitan 8.061,5 tCO2 al año, las cuales equivalen a 3.463.815,6 litros de gasoil no consumidos o a 18.747,7

barriles de crudo no utilizados.

Figura 4-43. Costos anuales de operación y mantenimiento de Villafranca



63

63



Las especificaciones financieras son: una tasa de interés del 2,5%, una de descuento del 9%, una vida útil del

proyecto de 50 años, una relación de deuda del 75% con un tipo de interés del 7% a pagar durante los primeros

15 años del proyecto y. por último, una tasa de escalonamiento anual de la tarifa de exportación de electricidad

del 0.5%.

Una vez introducido todos los parámetros anteriores y conociendo los ingresos anuales y costes iniciales

totales y de operación y mantenimiento, resulta un payback del capital invertido de 5,5 años, un payback del

capital propio de 2,5 años, un VAN de 12.863.416 € y un LCOE de 45,11 €/MWh.

A continuación, se refresentan los flujos de cajas anuales antes de impuesto con respecto al número de años de

vida del proyecto (a la izquierda) y los flujos de caja acumulados con respecto a la vida útil (a la derecha).



64

En los flujos de caja antes de impuestos del año inicial las pérdidas son máximas (lo normal ya que la

instalación no está áun operando) y a partir del año siguiente se empiezan a obtener beneficios. En la gráfica de

la derecha, se representa los flujos acumulados, en la destaca el año a partir de cual los flujos acumulados son

mayores a cero (coincidiendo con el payback del capital propio).


En el análisis de sensibilidad del payback del capital propio, tendrá un rango de sensibilidad del 25% y

estableciendo un umbral de 5 años (este valor suele estar impuesto por los accionistas o la entidad bancaria

para asegurarse que van a obtener beneficios por el préstamo de capital).

Se observa que si se reduce el precio de venta de electricidad un 25% para los mismos costos iniciales o

superiores a los actuales, se obtiene un VAN negativo. Si la energía exportada disminuye un 25% para los




65

65

mismos costos de operación y mantenimiento o superiores, el VAN también es negativo.

Por último, se llevará a cabo un análisis de riesgo del TIR del capital.

En la gráfica de impacto, los parámetros que tienen más revelancia sobre el TIR del capital son la relación de

la deuda (positivo), la electricidad exportada (positivo) y la tarifa de exportación (positivo). A medida que

aumenta la relación de deuda menos dinero es aportado por el propietario de la instalación y, por lo tanto,

mayor rendimiento tendrá el interés del capital. En el caso de la energía exportada y de su tarifa, al aumentar

estos se obtienen más ingresos, luego, la tasa interna de retorno también sube.

En la gráfica de distribución se refleja distintos valores del TIR del capital con respecto a su frecuencia (%).

Para un nivel de confianza del 15%, las tasas internas de retorno con más frecuencia se encuentran entre un

Figura 4-49. Gráfica de distribución del TIR del capital



66

intervalo del 18% a 42%, dentro del cual está el TIR estimado (40,2%).


a) Cambiando la tipología de turbina (solo dos turbinas)

Se obtienen unos resultados muy similares que en el caso de Cantillana, de los cuales los de las Pelton siguen

sin tener ningún sentido. Al no poder acceder al código interno del programa, no se puede explicar que

cálculos realiza el mismo para llegar a la conclusión que las turbinas Pelton son las mejores para esta

instalación.

En el Anexo 3, se incluyen las gráficas de eficiencia y potencia producida, elaboradas por RETScreen.

b) Modificando la tipología y el número de turbinas

Nº Turbinas KAPLAN 1 2 3 4 5

Firme (KW) 0 0 0 0 0



LCOE 46.47 45.48 45.4 45.43 45.41

Nº Turbinas FLUJO CRUZADO 1 2 3 4 5

Firme (KW) 0 0 0 0 0



LCOE 49.24 48.29 48.12 47.81 47.72

Tipo turbina

Eficiencia

turbina punto

diseño (%)

Generación

eléctrica

(MW)

Factor de

capacidad

(%)

Electricidad

exportada a

la red (MWh)

Ingresos

anuales

obtenidos (€)

Coste de

producción

de energía

(€/MWh)

Flujo

cruzado 79,0 4,208 63,6 23.438 1.934.117 48,29

Francis 60,6 3,226 44,4 12.536 1.034.466 74,72

Kaplan 91,1 4,853 65,2 27.702 2.285.930 45,48

Pelton (3 jets) 92,7 4,937 65,5 28.320 2.336.953 45,07

Hélice 91,5 4,876 56,4 24.085 1.987.452 52,5

Tabla 4-5. Tabla resumen de los resultados obtenidos comparando las turbinas en Villafranca


67

67

Nº Turbinas PELTON 3 chorros 1 2 3 4 5

Firme (KW) 0 0 0 0 0



LCOE 45.21 45.07 45.02 45.1 45.08

Nº Turbinas HELICE 1 2 3 4 5

Firme (KW) 0 0 0 0 0


Factor de capacidad (%) 49.7 56.4 57.9 60.3 61

LCOE 59.59 52.5 51.1 49.11 78.49

Nº Turbinas FRANCIS 1 2 3 4 5

Firme (KW) 0 0 0 0 0


Factor de capacidad (%) 37 44.4 43 48.8 51.1

LCOE 89.69 74.72 77.03 67.86 64.84

Comparando en dos gráficas el factor de capacidad y el coste de producción de energía, se puede ver que para

las turbinas Kaplan (al igual que ocurre en la Presa de Cantillana) alcanza un máximo factor de planta a partir

de las tres turbinas y un LCOE mínimo también en ese número.

Tabla 4-6. Tablas variando el número de turbinas de cada tipología en Villafranca


68

0 10 20 30 40 50 60 70

1

2

3

4

5

%

Nú

me

ro d

e t

urb

inas

FC Francis

FC Flujo

FC Hélice

FC kaplan

0 20 40 60 80 100

1

2

3

4

5

€/MWh

Nú

me

ro d

e t

urb

inas

LCOE Francis

LCOE Hélice

LCOE Flujo

LCOE Kaplan




69

69


70

5 LIMITACIONES

e expondrá en este capítulo las principales limitaciones del programa RETScreen una vez realizado

todos los análisis posibles para una central hidroeléctrica. Empleando los tres ejemplos anteriores para

fundamentar dichas limitaciones

5.1 Tarifa de energía

RETScreen permite introducir el precio de venta fijo de electricidad para todos los meses del año o especificar

un precio medio mensual para cada mes, de los cuales toma la media para realizar cálculos posteriores. Por

otro lado, este precio aumentará anualmente un porcentaje (especificado en la casilla de “tasa de

escalonamiento de exportación de electricidad”) durante todos los años de la vida útil del proyecto, sin poder

cuantificar que a partir del año x no se quiere seguir aplicando dicho incremento.

De este modo, tampoco se puede modificar la tarifa de venta de energía a partir de un cierto año. Como se

explicó en el apartado 3.4 Normativa si se elige la tarifa regulada, el precio de venta de los primeros 25 años

de vida de la instalación es distinto de los siguientes años posteriores, que en el caso de España, el precio de la

tarifa disminuye un 10% (para una potencia menor o igual a 10MW) a partir del año 25. Para las instalaciones

de potencia superior a 10 MW e inferior a 50 MW, la tarifa aumenta (4,33% en la Presa de Tranco de Beas). Si

se selecciona la tarifa variable, las primas recibidas también son distintas a partir del año 25 aunque si se

mantiene los márgenes superiores e inferiores de venta para todos los años de vida de la instalación.

La discriminación horaria de la tarifa regulada tampoco se puede cuantificar debido a la limitación

anteriormente descrita.

5.2 Características técnicas de la turbina

Otra limitación del programa es la imposibilidad de seleccionar parámetros claves para el dimensionamiento

de una turbina como puede ser cotas, diámetros, ángulos de ataque de álabes o la posición de los álabes del

distribuidor para variar la potencia en función de la demanda. Tampoco se puede dimensionar el tubo difusor

S

No hay inversión más rentable que la del conocimiento

- Benjamin Franklin -

Limitaciones

71

71

(que tiene una gran influencia en la producción de energía), la tubería forzada (diámetros, longitudes,

materiales de fabricación) o chimeneas de equilibrio.

Por otro lado, no se puede elegir la velocidad de giro del alternador (en ningún momento se especifica la

frecuencia de la red a la que se conecta la central), el número de polos ni el tipo de alternador. Sin estos datos

no se puede calcular la velocidad específica, un parámetro de diseño muy importante.

5.3 Altura de cavitación

La cavitación es un fenómeno que se produce cuando el agua no puede soportar ciertas tensiones muy

elevadas y esta se evapora generando cavidades de vapor, con el objetivo de que no se alcancen presiones

negativas. En las turbinas la cavitación aparece a la salida del rodete, donde la presión es mínima y, por tanto,

tiene más posibilidades de ocurrir. Los principales efectos de la cavitación son un aumneto de las pérdidas

hidráulicas (al disminuir la sección útil de paso por las cavidades generadas) y la disminución de la vida útil de

la turbina, sobre todo de los álabes del rodete.

La condición para que una turbina no cavite viene dada por la siguiente expresión [22]:

𝐻𝑠 =𝑃𝑎 − 𝑃𝑣

𝜌 ∙ 𝑔− 𝜎 ∙ 𝐻 ≥ 𝑧𝑠

siendo

𝑃𝑎, la presión atmosférica, en atm

𝑃𝑣, la presión de vapor, en atm

𝜌, la densidad del fluido, en Kg/m3

𝑔, la constante de la gravedad, en m/s2

𝜎, el coeficiente de cavitación o de Thoma

𝐻, el salto neto, en m

𝑧𝑠, es la altura de cavitación, en m

Figura 5-1. Esquema cavitación a la salida de la turbina


72

5.4 Tipos de turbinas y otras limitaciones

En este software no aparece la posibilidad de seleccionar turbinas tipo bulbo, empleadas en zonas costeras o

desembocaduras de ríos para aprovachar la diferencia de alturas causadas por las mareas (muy pequeñas

alturas).

Las centrales de bombeo tampoco se pueden modelar con el programa ya que esto implicaría introducir los

periodos de tiempo que interesaría bombear agua (por ejemplo, cuando el precio de la electricidad sea inferior

de un cierto umbral de tal forma que interese gastar energía para posteriormente venderla a un mayor precio)

para volverla a almacenar.

Entre los distintos tipos de turbinas Francis (lenta, normal y rápida) que existen, en el programa no se puede

seleccionar cual de ellas es. Estas se diferencian entre si en la velocidad especifica adimensional, siendo para

las lentas de 0,3 a 0,7 aproximadamente, para las normales de 0,7 s 1,5 y para las rápidas de 1,5 a 2,5 [23].

Por último, en las centrales de pie de presa no se determina el volumen que es capaz de almacenar, que en

función del caudal de diseño y la cantidad de precipitaciones anuales se podría calcular el tiempo que tardaría

en agotarse el agua acumulada o el número de meses que se dispondría de una cierta cantidad mínima de agua

almacenada.

Limitaciones

73

73


74

6 CONCLUSIONES

e este proyecto pueden extraerse las siguientes conclusiones. En primer lugar, este programa es una

herramienta muy útil para realizar cualquier prediseño de una instalación hidráulica en cualquier

parte del mundo, permitiéndose conocer si un lugar es apto para la instalación de una central

hidroeléctrica. RETScreen posee una interfaz sencilla de manejar para cualquier usuario que disponga de

ciertos conocimientos en instalaciones hidráulicas.

Gracias a los ejemplos desarrollados en el capítulo 4 se ha explicado el potencial de este programa, obteniendo

unos resultados muy semejantes con la realidad en caso de las presas de Cantillana y Villafranca, aunque tiene

algunos errores muy destacados. En la presa de Tranco de Beas se verifica que al introducir unos caudales

clasificados distintos a los que se utilizaron en la construcción de la presa, se obtiene una potencia muy inferior

a la que realmente hay instalada.

En segundo lugar, el programa necesita pocos datos iniciales de partida para realizar una estimación inicial de

la potencia total generada anualmente. Pero tan solo añadiéndole algunos datos técnicos adicionales a estos,

como dimensiones de la turbina, ángulos de ataque, velocidad específica o número de álabes del rodete, se

consiguirían unos resultados más precisos.

Finalmente, a pesar de esas limitaciones y algunos erróres muy claros en los resultados obtenidos en la

simulación, RETScreen se puede utilizar para estimar, principalmente, los costos iniciales totales y de

operación y mantenimiento de la central y la potencia generada en el lugar de la instalación.

D

La vida es y siempre seguirá siendo una ecuación incapaz de

resolver, pero tiene cisertos factores que conocemos.

- Nikola Tesla -

conclusiones

75

75


76

7 ANEXOS

n este capítulo se incluyen todos los anexos necesarios para esta memoria.

7.1 Anexo 1: Curvas de Caudales Clasificados

E

Año OCT NOV DIC ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP

1987-88 64.1 97.1 970.8 605.5 322.8 96.1 86.4 92.2 102.5 81.4 98 60.8

1988-89 58.1 100.1 38.1 26.3 28.9 22.9 39.9 42.8 31 41.7 54.8 45.5

1989-90 19 505.9 1170.3 431.6 152.9 43.1 77.1 29 50.3 66.8 52.1 49.5

1990-91 45.2 52 37.8 26.7 63.9 446 21.8 57 48.9 58.6 44.9 28.4

1991-92 42.3 17.7 30.1 17 27.4 12 64.3 31.7 95.3 57.2 53.1 44.2

1992-93 67.4 27.9 30.4 17.4 0 28.2 33.2 50.5 25.6 17.5 18.1 11

1993-94 6.3 38.1 2.1 36.2 7.4 18.2 4.8 5.5 29.1 40.4 32.5 22

1994-95 2.3 5.5 3.5 11.5 7.3 13.9 8.9 12.5 12.8 12 9 10

1995-96 0 4.2 172.5 1613.8 870.7 139.7 30 317.7 62.3 79.9 92.9 84.7

1996-97 26.1 120.8 2293.3 3377.3 859.5 189.2 108.5 90.6 102.1 94.5 97.3 78.9

1997-98 88.4 995.6 2198.5 1356.8 1633.8 257.7 131 234.4 168.4 112.6 86.1 78.2

1998-99 52 63.2 46.7 48 31.1 59.9 55 92.5 71.9 118 92 57.8

1999-00 389.6 41.4 36.2 65.1 17.2 12.8 128.1 73.6 83.9 94.2 78 55.9

2000-01 14.3 14 339.3 844.6 259.4 1457.5 93.2 106.3 91.6 77.9 81.6 68.9

2001-02 117.8 81.1 114.7 105.8 40.8 147 95.8 76.5 83.1 86.9 89.2 75.6

2002-03 32.8 80.2 233.3 266.6 200 249.6 130.1 78.2 93.4 95.1 99.7 68

2003-04 108.8 243.9 624.3 149.1 373.1 216.8 217.8 223.5 129.1 98 89.6 81

2004-05 93.1 66 63.8 45.7 41.4 65.6 52.5 96.1 72.8 71.9 85.9 57.7

2005-06 58.8 20.9 23.7 38.7 47.3 92.6 24.3 58.5 67.5 64.8 86.1 63.6

2006-07 54.5 60.9 55.6 23.2 61.4 25.4 46.8 73 53.6 66.2 62.8 39.9

2007-08 28.2 118.1 20.8 36.5 31 13.6 216.1 39.8 80.6 64.6 46.3 56.7

Medias

Hm3 65.20 131.17 405.04 435.40 253.87 171.80 79.31 89.61 74.09 71.44 69.05 54.20

Medias

m3/s 24.34 50.61 151.22 162.56 104.94 64.14 30.60 33.46 25.58 26.67 25.78 20.91

Tabla 7-1. Caudales clasificados Cantillana desde 1987-2008

Anexos

77

77

Año ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC

2000 0 0 0 0.077 2.112 15.691 15.273 12.287 2.578 2.477 0.002 0.002

2001 0.005 0.005 0.007 0.66 4.711 8.024 10.099 5.779 3.643 0.244 0.001 0.003

2002 0.005 0.004 0.001 0.608 5.695 15.704 14.372 7.739 2.245 1.184 0.616 0.05

2003 0.001 0.014 0.002 0.093 0.007 8.886 13.172 13.996 7.212 1.109 0 0

2004 0 0.007 0 0.002 0.335 4.177 15.214 13.146 5.156 3.163 1.121 2.362

2005 2.475 2.431 2.654 5.433 8.958 6.365 8.789 12.604 3.145 3.007 0.904 0.916

2006 0.922 0.911 0.109 0.095 6.429 11.053 13.028 13.311 5.952 1.692 0.012 0.107

2007 0.108 0.112 0.131 0.128 0.177 7.459 11.617 10.814 3.954 0.291 0.271 0.296

2008 0.21 0.158 0.159 0.161 0.009 7.075 12.897 11.34 4.116 1.251 0.22 0.089

2009 0 0 0 0.007 8.732 20.748 20.807 18.679 4.579 1.295 0 0

2010 0 0 14.848 4.716 0 5.099 7.43 10.777 8.905 4.915 7.192 19.198

2011 17.975 10.302 13.694 0 0 8.283 10.483 10.75 6.081 2.934 0 0

2012 0.663 1.255 4.167 5.512 7.345 12.374 18.108 16.084 9.35 2.018 0 0.001

2013 0.058 1.884 36.014 36.341 6.817 8.269 11.226 10.791 10.604 8.097 4.005 3.267

2014 2.226 26.215 29.345 4.625 3.839 12.085 13.412 10.989 6.258 2.449 1.115 0.711

2015 0.72 0.36 1.163 1.285 4.932 10.882 10.908 11.165 9.016 4.8 1.903 3.77

2016 1.995 1.073 2.33 1.335 2.176 11.745 13.064 13.171 11.012 6.639 1.895 0.382

Media m3/s 1.61 2.63 6.15 3.59 3.66 10.23 12.94 11.97 6.11 2.80 1.13 1.83

Año ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC

2000 11.139 3.778 5.04 20.169 5.712 10.185 41.775 32.756 2.176 0.768 4.55 45.376

2001 99.24 44.711 270.373 23.211 38.498 47.092 47.725 36.88 16.814 16.972 10.241 17.99

2002 16.49 7.693 28.806 67.279 33.292 46.869 46.418 42.497 29.62 2.7 19.998 32.511

2003 55.423 63.001 102.226 26.306 26.458 51.293 48.133 46.359 19.23 24.349 40.778 58.723

2004 26.313 43.278 43.681 50.918 78.786 44.709 56.165 38.711 19.455 13.41 10.926 14.742

2005 11.723 11.964 12.965 28.825 41.255 46.537 48.869 37.726 9.361 14.182 4.849 8.943

2006 9.731 11.623 21.693 8.035 21.042 41.685 48.055 32.458 12.779 7.599 5.209 4.598

2007 2.891 20.302 2.925 20.465 25.593 21.32 34.235 27.449 8.4 3.203 25.213 5.947

2008 13.423 7.061 1.849 51.342 16.905 34.08 40.303 28.195 15.51 3.519 9.748 22.035

2009 30.266 67.579 30.914 14.551 33.149 58.072 63.957 49.71 27.49 7.596 2.897 192.708

2010 452.782 623.148 430.474 85.526 48.332 46.118 46.204 42.105 29.763 23.029 48.648 806.75

2011 242.099 198.658 110.649 42.944 46.079 37.859 45.224 40.457 22.089 10.114 10.851 8.809

2012 8.323 11.595 18.724 15.284 30.991 44.3 49.62 39.436 21.392 9.395 157.476 26.849

2013 110.665 103.722 749.597 541.088 81.797 37.647 45.248 43.249 33.911 22.7 18.74 37.243

2014 41.103 207.665 152.118 40.129 23.405 34.336 37.939 35.726 19.357 14.49 24.061 13.53

2015 11.31 22.185 14.192 15.655 21.31 33.29 42.329 31.551 14.145 7.924 13.483 10.309

2016 10.305 17.362 9.859 16.26 20.914 30.18 40.08 38.417 24.922 10.954 16.497 12.277

Media m3/s 67.84 86.20 118.01 62.82 34.91 39.15 46.02 37.86 19.20 11.35 24.95 77.61

Tabla 7-3. Caudales clasificados Villafranca desde 2000-2016

Tabla 7-2. Caudales clasificados Tranco desde 2000-2016


78

% Días m3/s

0 0 174.28

5 18.25 167.38

10 36.5 160.48

15 54.75 153.58

20 73 133.305

25 91.25 106.06

30 109.5 81.91

35 127.75 62

40 146 53.77

45 164.25 44.18

50 182.5 33.3

55 200.75 31.82

60 219 30.26

65 237.25 29

70 255.5 27.87

75 273.75 26.71

80 292 26.13

85 310.25 25.44

90 328.5 24.6

95 346.75 22.93

100 365 20.91

Meses Caudales m

3/s

Días

enero 162.56 31

diciembre 151.22 61

febrero 104.94 92

marzo 64.14 123

noviembre 50.61 153

mayo 33.46 183

abril 30.6 214

junio 28.58 244

julio 26.67 275

agosto 25.78 303

octubre 24.34 334

septiembre 20.91 365

Meses Caudales m

3/s

Días

julio 12.94 31

agosto 11.97 61

junio 10.23 92

marzo 6.15 123

septiembre 6.11 153

mayo 3.66 183

abril 3.59 214

octubre 2.8 244

febrero 2.63 275

diciembre 1.83 303

enero 1.61 334

noviembre 1.13 365

Meses Caudales m

3/s

Días

marzo 118.01 31

febrero 86.2 61

diciembre 77.61 92

enero 67.84 123

abril 62.82 153

julio 46.02 183

junio 39.15 214

agosto 37.86 244

mayo 34.91 275

noviembre 24.95 303

septiembre 19.2 334

octubre 11.35 365

% Días m3/s

0 0 13.91

5 18.25 13.34

10 36.5 12.77

15 54.75 12.2

20 73 11.33

25 91.25 10.27

30 109.5 7.93

35 127.75 6.14

40 146 6.12

45 164.25 5.22

50 182.5 3.78

55 200.75 3.62

60 219 3.46

65 237.25 3

70 255.5 2.74

75 273.75 2.62

80 292 2.14

85 310.25 1.79

90 328.5 1.66

95 346.75 1.42

100 365 1.13

% Días m3/s

0 0 153.24

5 18.25 132.5

10 36.5 111.76

15 54.75 91.03

20 73 82.32

25 91.25 77.22

30 109.5 71.46

35 127.75 66.71

40 146 63.66

45 164.25 55.64

50 182.5 45.75

55 200.75 41.73

60 219 38.86

65 237.25 38.1

70 255.5 36.67

75 273.75 34.93

80 292 28.93

85 310.25 23.75

90 328.5 20.25

95 346.75 15.97

100 365 11.35

Tabla 7-5. Tablas de caudales clasificados en porcentaje de tiempo para Cantillana, Tranco y

Villafranca

Tabla 7-4. Tablas de caudales clasificados ordenados de mayor a menor para Cantillana, Tranco

y Villafranca

Anexos

79

79

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70 75 80 85 90 95 100

Cau

dal

(m

3/s

)

Días (%)

Curva de caudales clasificados Cantillana

0

2

4

6

8

10

12

14

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70 75 80 85 90 95 100

Cau

dal

(m

3/s

)

Días (%)

Curva de caudales clasificados Tranco

0

20

40

60

80

100

120

140

160

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70 75 80 85 90 95 100

Cau

dal

(m

3/s

)

Días (%)

Curva de caudales clasificados Villafranca

Figura 7-3. Curva de caudales clasificados Villafranca

Figura 7-2. Curva de caudales clasificados Tranco

Figura 7-1. Curva de caudales clasificados Cantillana


80

7.2 Anexo 2: Gráficas de eficiencia y potencia (Cantillana)




Anexos

81

81

7.3 Anexo 3: Gráficas de eficiencia y potencia (Villafranca)





82

Referencias

83

83

8 REFERENCIAS

[1] SHERPA, Strategic study for development of small hydropower in the European Union

[2] Plan de energías renovables en España 2005-2010

[3] Red Eléctrica Española (REE). Avance del informe del Sistema Eléctrico Español 2016

[4] Red Eléctrica Española (REE). Informe del Sistema Eléctrico Español 2012

[5] Informe de infraestructuras energéticas en Andalucía 2016

[6] Agencia Andaluza de la energía

[7] Web: http://www.nrcan.gc.ca/home

[8] C. Alonso-Tristán, D. González-Peña, M. Díez-Mediavilla, M. Rodríguez-Amigo - Small hydropower

plants in Spain: A case study

[9] Web: https://www.boe.es/buscar/doc.php?id=BOE-A-1997-25340



[12] Web: http://www.presasyembalsesdeandalucia.es/presas/cantillana/index.html

[13] María Isabel Martín, José Mª Fernaández-Palacios, Fernando Sancho – Albún 100 grandes presas en

Andalucía

[14] Web: http://ceh-flumen64.cedex.es/anuarioaforos/afo/embalse-datos.asp?ref_ceh=5034

[15] Quantifying the value of hydropower in the electric grid (2011)

[16] Web: http://www.juntadeandalucia.es/fomentoyvivienda/portal-web/web/areas/vivienda/texto/403b7931-

0d21-11e6-a18a-052bf9b4a08b

[17] Apuntes energía hidráulica y marina

[18] Ramón Abella Monserrat

[19] Web: http://presasyembalsesdeandalucia.es/presas/tranco_de_beas/datos-tecnicos.html

[20] Confederación Hidrográfica del Guadalquivir

[21] Web: http://presasyembalsesdeandalucia.es/presas/villafranca/datos-tecnicos.html

[22] Jose Mª López Herrera, Energía hidráulica y marina

[23] Antonio Fernández García Navas, Instalaciones y máquinas hidráulicas

http://www.nrcan.gc.ca/home

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http://presasyembalsesdeandalucia.es/presas/tranco_de_beas/datos-tecnicos.html

http://presasyembalsesdeandalucia.es/presas/villafranca/datos-tecnicos.html


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