ORGANIZACIÓN Y GESTIÓN DE PROYECTOS

ESTUDIO DE VIABILIDAD DE PLANTA SOLAR EN LAS GABIAS (GRANADA)

CURSO 2013/2014

Mª del Carmen Barrera del Pino

Santiago García de Camilo

Paloma López Álvarez

Guillermo Pérez Simón

ÍNDICE

1. Introducción 2. La energía solar

2.1. Energía solar fotovoltaica 2.1.1. Evolución histórica de la energía fotovoltaica 2.1.2. Aplicaciones de la energía solar fotovoltaica

2.2. Estudio de mercado 2.2.1. Mercado del Consumidor 2.2.2. Mercado del Proveedor 2.2.3. Mercado de bienes sustitutos

2.3. Mantenimiento y seguridad de una instalación 3. Legislación

3.1. Ámbito internacional 3.2. Ámbito nacional 3.3. Ámbito andaluz 3.4. Estrategia de ahorro y eficiencia energética

4. Situación y emplazamiento 4.1. Emplazamiento 4.2. Topografía 4.3. Climatología 4.4. Sismicidad

5. Estudio de alternativas 5.1. Placas fijas 5.2. Placas móviles 5.3. Equipos comunes

6. Evaluación Ambiental 6.1. Estudio de Impacto Ambiental

7. Análisis Económico 8. Conclusiones 9. Bibliografía

1. INTRODUCCIÓN El aumento del consumo de energía y de la intensidad energética en España ha sido mayor en el último par de décadas. El aumento de nuestra dependencia energética procedente del exterior y la obligación de respetar el medio ambiente, están fomentando mejoras en el uso de fuentes renovables. Además, para el cumplimiento de los acuerdos internacionales y los objetivos en las materias económica, social y medioambiental, se debe garantizar la mejora de la eficiencia energética y el crecimiento de las fuentes renovables. La energía solar fotovoltaica presenta unas evidentes ventajas, tanto medioambientales, entre ellas que es inagotable, no consume combustibles y no contamina, como socioeconómicas, entre las que destacamos su instalación simple y una larga vida útil.

En los últimos años, la energía solar ha experimentado un gran desarrollo, y su uso se ha ido diversificando hasta el punto que actualmente la energía solar fotovoltaica permite un gran número de aplicaciones, desde instalaciones aisladas de la red (telecomunicaciones, señalización, bombeo, viviendas aisladas, alumbrado…) a instalaciones conectadas a la red eléctrica, pudiendo ser de pequeño tamaño o gran tamaño. En el presente trabajo se va a realizar el estudio de viabilidad económica así como el diseño de una instalación solar fotovoltaica, cuyo cometido es vender la energía generada a la red eléctrica. Se realizará una comparativa entre el caso de placas fijas o placas seguidoras. Para dicho estudio, calcularemos la radiación solar incidente y se estimarán los ingresos anuales que se obtienen con la venta de la energía generada por la instalación. La ubicación y orientación de los módulos fotovoltaicos así como la situación de la instalación serán claves para su rentabilidad, ya que determinan la incidencia de la radiación solar sobre los módulos y, por tanto, el cálculo de la energía solar anual prevista.

Para el análisis económico-financiero, se estudiará la financiación necesaria para llevar a cabo la instalación, y para determinar la rentabilidad se analizarán el VAN y el TIR, que completaremos con un cálculo del período de recuperación (pay-back).

2. LA ENERGÍA SOLAR

El eventual agotamiento en los próximos años de los combustibles fósiles convencionales como el gas y el petróleo, acompañado del eventual aumento en el coste de los mismos y la creciente necesidad por la preservación del ambiente, ha originado un gran impulso en la búsqueda de fuentes alternativas de energía, tales como la eólica, geotérmica, biomasa y la energía solar.

La energía solar es la obtenida mediante la captación de la luz y el calor emitidos por el Sol. Es una de las mejores soluciones para las necesidades energéticas en la actualidad, ya que el sol es una fuente de energía limpia, inagotable, de acceso gratuito, abundante, disponible en casi toda la superficie del planeta y la principal fuente de energía renovable. Además, las instalaciones necesarias para su explotación son de fácil mantenimiento, adaptables al medio rural y urbano y de una vida prolongada.

La potencia de la radiación varía según el momento del día, las condiciones atmosféricas que la amortiguan y la latitud. Se puede asumir que, en buenas condiciones de irradiación, el valor es de aproximadamente 1000 W/m2 en la superficie terrestre. España, por su privilegiada situación y climatología, se ve particularmente favorecida respecto al resto de países europeos, ya que sobre cada m² de su suelo inciden al año unos 1.500 Kw/h de energía.

Fuente INM. Radiación media diaria. Generado a partir de isolíneas de Radiación solar global anual sobre superficie horizontal

Existen varias maneras de recoger y aprovechar los rayos del sol para generar energía que dan lugar a los distintos tipos de energía solar:

- La fotovoltaica, que transforma la luz solar en electricidad mediante el uso de paneles solares.

- La fototérmica, que aprovecha el calor generado por la radiación a través de los colectores solares.

- La termoeléctrica, que transforma el calor en energía eléctrica de forma indirecta.

El aprovechamiento de la radiación solar dependerá de varios factores entre los que se puede destacar la intensidad de radiación recibida por la tierra, los ciclos diarios (día y noche) y anuales (estaciones del año) y las horas de Sol de cada lugar del mundo.

2.1. Energía solar fotovoltaica

La energía solar fotovoltaica consiste en la conversión directa de la luz solar en electricidad, a través del efecto fotovoltaico, utilizando como medio las células fotovoltaicas. Estas células son dispositivos electrónicos basados en las propiedades de los semiconductores como el silicio. La radiación solar es aprovechable en sus componentes directa y difusa, o en la suma de ambas:

- La radiación directa es la que llega directamente del foco solar, sin reflexiones o refracciones intermedias.

- La difusa es la emitida por la bóveda celeste diurna gracias a los múltiples fenómenos de reflexión y refracción solar en la atmósfera, en las nubes y el resto de elementos atmosféricos y terrestres.

La radiación directa puede reflejarse y concentrarse para su utilización, mientras que no es posible concentrar la luz difusa que proviene de todas las direcciones.

Principio de funcionamiento

La generación eléctrica tiene lugar sin que sea necesaria la intervención de ningún componente mecánico o móvil, ni de ningún proceso de tipo químico o termodinámico, por lo que las células disfrutan de una vida útil prolongada de hasta más de 30 años.

Al incidir la luz del sol sobre la superficie de la célula fotovoltaica, los fotones de la luz solar van a transmitir su energía a los electrones del semiconductor para que así puedan circular dentro del sólido. La tecnología fotovoltaica consigue que parte de estos fotones salgan al exterior del material semiconductor generándose así una corriente eléctrica capaz de circular por un circuito externo.

Las células solares se unen eléctricamente unas con otras y, tras realizar un posterior encapsulado y enmarcado sobre el conjunto con objeto de proporcionar la necesaria resistencia a la intemperie, se llega a la obtención de los conocidos paneles o módulos fotovoltaicos.

La corriente eléctrica continua que proporcionan los módulos fotovoltaicos se puede transformar en corriente alterna mediante un aparato electrónico llamado inversor e inyectar en la red eléctrica: se genera la energía a bajas tensiones (380-800 V) y en corriente continua. Se transforma con un inversor en corriente alterna. Mediante un centro de transformación se eleva a Media tensión (15 ó 25 kV) y se inyecta en las redes de transporte de la compañía.

Ventajas e inconvenientes

Ventajas:

No contamina. No consume combustibles. No genera residuos. Es inagotable. No produce ruidos, es totalmente silenciosa. Resistencia a condiciones climatológicas extremas. No existe una dependencia de los países productores de combustibles. Su instalación es simple. Puede instalarse en zonas rurales. Se puede utilizar en

lugares de bajo consumo y en casas ubicadas en parajes rurales donde no llega la red eléctrica general.

Permite aumentar la potencia instalada por medio de la incorporación de módulos adicionales

Requiere poco mantenimiento. Tienen una vida larga. Ofrece una elevada fiabilidad y disponibilidad operativa excelente. Retribuida económicamente la producción para venta a red.

Inconvenientes:

Requiere una importante inversión inicial. Es una energía de difícil almacenamiento.

Proceso de fabricación de los módulos fotovoltaicos es complejo y caro. Producción variable según climatología del lugar y época del año. El rendimiento obtenido y el espacio de terreno ocupado por los elementos

captadores: el rendimiento final se estima en solo un 13%. No es económicamente competitiva con otras energías actuales. El acceso a la red eléctrica en España requiere una serie de permisos de la

administración y la autorización de la compañía eléctrica distribuidora de la zona. El papeleo y la reticencia de las eléctricas están frenando el impulso de las energías renovables ya que las eléctricas buscan motivos para controlar sus intereses en otras fuentes energéticas y con la intención de bloquear la iniciativa de los pequeños productores de energía solar fotovoltaica. Esto provoca una grave contradicción entre los objetivos de la Unión Europea para impulsar las energías limpias y la realidad de una escasa liberalización en España del sector energético.

2.1.1. Evolución histórica de la energía fotovoltaica A lo largo de la historia, el ser humano ha utilizado la energía solar como opción

energética pero no fue hasta mediados del siglo XIX cuando se descubrió la posibilidad de utilizar la luz solar como fuente para la producción de energía eléctrica.

Fue en el siglo XIX, concretamente en 1849, cuando comenzó a emplearse el término fotovoltaico en Inglaterra. Proviene del griego : phos, que significa “luz” y voltaico, que proviene del campo de la electricidad, en honor al físico italiano Alejandro Volta.

A continuación se muestra un esquema en el que se representan los acontecimientos más importantes en la historia de la energía fotovoltaica:

Acontecimientos en la historia de la energía fotovoltaica

2.1.2. Aplicaciones de la energía solar fotovoltaica

Hay dos formas de utilizar la energía eléctrica generada a partir del efecto fotovoltaico:

1. Instalaciones aisladas de la red eléctrica. 2. Instalaciones conectadas a la red eléctrica.

1. Sistemas aislados

Estos sistemas se emplean sobre todo en aquellos lugares en los que no se tiene acceso a la red eléctrica y resulta más económico instalar un sistema fotovoltaico que tender una línea entre la red y el punto de consumo.

Los principales componentes que forman un sistema fotovoltaico aislado son módulos fotovoltaicos, regulador de carga, inversor y sistemas de acumulación.

Módulos Fotovoltaicos: serán los encargados de la generación eléctrica. El número de paneles a instalar debe calcularse teniendo en cuenta:

- La demanda energética en los meses más desfavorables.

- Las condiciones técnicas óptimas de orientación e inclinación, dependiendo del lugar de la instalación.

Regulador de carga: se encarga de controlar la carga de las baterías así como la

descarga y evitar cargas o descargas excesivas.

Sistema de acumulación-Baterías: se encargan de acumular la energía eléctrica generada por el sistema de generación fotovoltaico para poder disponer de ella en las horas del día que no luzca el sol.

Inversor: transforma la corriente continua producida por el campo fotovoltaico en corriente alterna necesaria para la alimentación directa de los usuarios. Tiene que estar dimensionado para poder alimentar directamente la carga que se quiere conectar, aunque en este tipo de instalaciones no es un componente indispensable.

Para optimizar el sistema es necesario no sobredimensionar la instalación. Las principales aplicaciones de los sistemas aislados de la red eléctrica son:

Aplicaciones espaciales. Sector de gran consumo: Calculadoras, relojes, etc. Telecomunicaciones: repetidores de televisión, equipos de radio, antenas de

telefonía móvil, etc. Señalización: la señalización marítima y terrestre tales como balizamiento de

aeropuertos, señalización de carreteras y puertos, etc.

Bombeo. Zonas protegidas. Electrificación de viviendas aisladas. Alumbrado de calles y carreteras.

2. Sistemas conectados a la red

Este es el caso objeto de este trabajo.

La gran mayoría de las instalaciones fotovoltaicas, más de un 90%, están conectadas a la red y vierten en ella su producción energética. Estos sistemas están compuestos por un generador fotovoltaico que se encuentra conectado a la red eléctrica convencional a través de un inversor, el cual convierte la corriente continua de los generadores en alterna. Así se produce el intercambio energético entre la red y el sistema fotovoltaico. Además, el sistema inyecta energía en la red cuando su producción supera al consumo local, y extrae energía de ella en caso contrario. La diferencia fundamental entre un sistema fotovoltaico aislado y los conectados a red, consiste en la ausencia, en este último caso, del subsistema de acumulación formado por la batería y la regulación de carga. Además, el inversor, en los sistemas conectados a red, deberá estar en fase con la con la tensión de la red.

Uno de los factores favorables de los sistemas conectados a la red es la posibilidad de mejorar la calidad del servicio de la energía suministrada por la red, ya que la máxima producción del sistema fotovoltaico coincide con horas en que los problemas de suministro para las compañías eléctricas son más graves.

Componentes

Los principales componentes son:

Módulos o paneles fotovoltaicos: están formados por un conjunto de celdas (células fotovoltaicas) que producen electricidad a partir de la luz que incide sobre ellos.

Generador fotovoltaico: es el elemento encargado de transformar la radiación solar en energía eléctrica. Ésta se produce en corriente continua y sus características dependen de la intensidad energética de la radiación solar y de la temperatura ambiente.

Inversor: es uno de los componentes más importantes en los sistemas conectados a red, ya que maximiza la producción de corriente del dispositivo fotovoltaico y optimiza el paso de energía entre el módulo y la carga. Se encarga de transformar la energía continua producida por los módulos en energía alterna, para alimentar el sistema y/o introducirla en la red, con la que

trabaja en régimen de intercambio. Los inversores para la conexión a la red eléctrica están equipado generalmente con un dispositivo electrónico que permite extraer la máxima potencia, paso por paso, del generador fotovoltaico. Este dispositivo sigue el punto de máxima potencia (SPMP) y tiene la función de adaptar las características de producción del campo fotovoltaico a las exigencias de la carga.

Contadores: el generador fotovoltaico necesita de dos contadores ubicados entre el inversor y la red, uno para cuantificar la energía que se genera e inyecta a la red para su facturación y otro para cuantificar el consumo propio de la instalación.

Protecciones y aparellaje eléctrico: necesario para conseguir en la instalación la seguridad a las personas que la normativa requiere y el correcto funcionamiento para entregar esta energía con la calidad requerida por la red de distribución o transporte.

Existen dos formas de conectarse a la red:

Balance neto (Net-metering). Se consume la electricidad que se necesita y el excedente se vierte en la red con la finalidad de poder hacer uso de ese exceso en otro momento. De esta forma, la compañía eléctrica que proporcione la electricidad cuando la demanda sea superior a la producción del sistema de autoconsumo, descontará en el consumo de la red de la factura los excesos vertidos a la misma.

Tarifa fotovoltaica (feed in tariff). El sistema vierte a la red eléctrica el 100% de la energía producida. La legislación obliga a las compañías eléctricas a aceptar la generación eléctrica de origen renovable que se conecta en sus redes, existiendo una tarifa según la energía inyectada a la red.

Esquema de balance neto y tarifa fotovoltaica

En los dos casos, la electricidad generada se consume donde se produce, por el propio productor o por los consumidores cercanos. Por otro lado, la tarifa fotovoltaica es más eficaz para promover la fuente renovable pero tiene una carga administrativa muy elevada. En cambio, la facturación neta no implica ninguna carga administrativa.

Para que estas instalaciones sean técnicamente viables es necesario:

La existencia de una línea de distribución eléctrica cercana con capacidad para admitir la energía producida por la instalación fotovoltaica.

La determinación, con la compañía distribuidora, del punto de Conexión. Proyectar un sistema que incluya equipos de generación y transformación

de primera calidad, con las protecciones establecidas y debidamente verificados y garantizados por los fabricantes, de acuerdo a la legislación vigente.

Una instalación realizada por un instalador especializado.

Las principales aplicaciones de los sistemas conectados a la red eléctrica son:

Fotovoltaica en edificación: los tejados y cubiertas de edificios (viviendas,

centros comerciales, naves industriales…) son el lugar por excelencia de esta tecnología, aunque también se pueden integrar en las fachadas de éstos. En esta ubicación los sistemas fotovoltaicos están entre los 5 kW y los

200 kW, salvo excepciones. También es posible integrarla en otros elementos de la construcción: pérgolas, marquesinas, etc.

Fotovoltaica en suelo: las plantas fotovoltaicas sobre suelo son la forma más sencilla de instalar los paneles fotovoltaicos. Se utilizan terrenos de poco valor o de escaso rendimiento agrícola. Estas instalaciones pueden tener un tamaño desde pocos kW y hasta decenas de MW. Su ventaja es que se pueden orientar óptimamente, o utilizar seguidores. Destacar entre parque solar y huerto solar.

2.2. Estudio de Mercado

El análisis del sector solar español se basará en el modelo introducido por Michael E.Porter [PORT82], en el que se estudiarán las cinco fuerzas que interaccionan en el sector creando sus propias reglas, amenazas, oportunidades, etc. Dichas fuerzas son proveedores, productos sustitutivos, compradores o clientes, nuevos entrantes y empresas ya establecidas dentro del sector: la competencia directa. 2.2.1. Mercado del Consumidor

Los recursos energéticos disponibles mediante la energía solar son de 3,8 YJ/yr (120.000TW). Menos del 0,02% de los recursos disponibles son suficientes para reemplazar las energías fósiles y las nucleares como fuentes de energía. Considerando que las tasas actuales de uso permanecieran constantes, el petróleo se agotará en 35 años, y el carbón en 200 años.

En la práctica no se llegará al agotamiento, ya que a medida que las reservas remanentes decaigan las limitaciones naturales obligarán a la producción a disminuir su ritmo.

En 2007 la electricidad fotovoltaica conectada a la red fue la fuente de energía con mayor crecimiento, con un 83% en 2007 hasta alcanzar una capacidad total instalada de 8,7 GW. Cerca de la mitad de este incremento es atribuible a Alemania, en la actualidad el mayor consumidor de electricidad fotovoltaica (seguido por Japón). La producción de células fotovoltaicas aumentó un 50% en 2007, hasta los 3.800 megavatios, y ha venido duplicándose cada dos años. Por el gran crecimiento que está sufriendo y por las ventajas fiscales que hasta ahora están respaldando el uso de energía solar parece razonable pensar que en un futuro, los consumidores o demandantes de esta, tanto industrias como poblaciones, harán muy rentable la instalación de parques solares como el que estamos analizando.

Los compradores potenciales, objetivos de ventas de la empresa analizada, son comunidades de vecinos, edificios de oficinas y de la administración, propietarios de chalés, hoteles, colegios, etc, situados dentro de la Vega de Granada. Dichos compradores no tienen excesivo poder de negociación, pero son muy sensibles a los precios.

Hay que tener en cuenta que estas inversiones, aunque en realidad son de activo material, podrían ser consideradas como un activo financiero, ya que los inversores emplean una gran suma de dinero en una instalación de la que esperan recuperar la cantidad invertida y obtener el máximo beneficio económico (tanto por el ahorro de energía consumida en el caso de la térmica como por la venta de electricidad a la red en el caso de la fotovoltaica) en el menor periodo de tiempo posible.

Por tanto, el poder de los compradores es bajo, pero dadas las preferencias de éstos, se cree que la mejor política es la de ofrecer un producto a un bajo precio, para lo cual habrá que aplicar una estrategia de bajo coste. El producto deberá ser de la máxima calidad y máximo rendimiento posible, ya que la rentabilidad de la inversión está íntimamente relacionada con estas variables. De lo contrario, las posibilidades del potencial cliente de invertir en la competencia crecerían y no se tendría ninguna ventaja competitiva con la que convencerle.

2.2.2. Mercado del Proveedor

El proveedor más importante de la empresa analizada es el suministrador de los paneles solares, ya que estos suponen actualmente entre el 60% y el 70% del coste total de materiales necesarios para llevar a cabo este tipo de instalaciones. Por tanto, el estudio de los proveedores se centrará en los fabricantes de paneles solares, tanto térmicos como fotovoltaicos.

Actualmente en España existen pocos fabricantes de paneles solares (Isofotón, ATERSA, BP, Siemens o Gamesa). Estas empresas tienen interés en vender sus paneles a través de pequeños y numerosos agentes regionales o distribuidores. Hay otros fabricantes extranjeros que operan en España a través de uno o varios distribuidores, como PHOTOWATT International SA, cuyo distribuidor exclusivo en España es Saclima SolarFotovoltaica, SL. Al ser pocos los fabricantes y muchos los agentes distribuidores, los primeros cuentan con poder de negociación frente a las pequeñas empresas, lo cual constituye una debilidad para el parque estudiado. Para intentar disminuir esta debilidad competitiva, es necesario un aumento rápido de las instalaciones realizadas anualmente desde la puesta en marcha de la empresa, hasta llegar a una cuota de mercado suficiente para poder negociar con la empresa proveedora correspondiente precios que le permitan obtener un mayor margen.

Una amenaza real por parte de los proveedores es su posible integración hacia adelante, avanzando un paso en la cadena de valor y pasando a realizar también instalaciones llave en mano. De darse esta situación, supondría una desventaja en costes elevada para las pequeñas distribuidoras, y en un negocio integrador como es éste, en el que, en resumen, se trata de comprar e instalar, sin que tenga lugar creación o transformación de algún tipo, la desventaja en costes puede llegar a suponer la inviabilidad del negocio. Los fabricantes suelen manifestar un mayor interés en proyectos de gran magnitud (de más de 100 kW de potencia nominal en instalaciones solares fotovoltaicas por ejemplo), por lo tanto la amenaza de una posible integración hacia delante por parte de los fabricantes podría ser perjudicial en el margen de instalaciones en el que nuestro estudio se moverá.

En resumen, el poder de los proveedores es muy elevado debido a su fortaleza para establecer precios de venta, lo que supone una debilidad importante para el parque.

2.2.3. Mercado de bienes sustitutos

Se llaman así a los productos que pueden desempeñar una función igual o similar a la que desempeñarán los productos ofrecidos por el parque solar objeto de nuestro estudio, lo que permitirá que un cliente potencial tenga varias alternativas a la hora de invertir en productos de este tipo. Es por tanto conveniente no solo ofrecer un producto que sea competitivo con respecto a bienes del mismo tipo, sino también con respecto a los productos sustitutivos que existan o puedan llegar a existir en el mercado.

La elección de una u otra alternativa por parte de un inversor dependerá directamente de la política de subvenciones y primas específica en ese momento. Es probable que en el futuro se aprueben normas que obliguen a la instalación de alguna

de estas alternativas renovables en edificios de nueva construcción, lo que supondrá una oportunidad de negocio importante.

Siguiendo con el ejemplo de los productos sustitutivos, una vez elegida la tecnología deseada por parte del inversor, tanto si opta por la energía solar fotovoltaica como si lo hace por otra energía renovable como puede ser la eólica, el mercado pasa a tener un cliente potencial menos, ya que la posibilidad de cambio de una tecnología a la otra no es razonable, debido a la larga vida útil de ambas alternativas y al periodo de recuperación de la inversión, en ambas elevado. Cobra gran importancia, por tanto, el concienciar a la población de la necesidad de invertir en energías renovables, y que además lo haga en energía solar fotovoltaica, para lo que habrá que realizar campañas publicitarias e informativas intensas.

Para el caso de la generación de energía eléctrica con sistemas fotovoltaicos, se vuelve a dar la posibilidad por parte del inversor de no invertir, ya que sus necesidades de energía eléctrica pueden ser cubiertas mediante la red. En este caso la inversión se plantea como una salida de capital inicial que producirá un flujo de caja durante los posteriores años de vida útil de la instalación, que proporcionarán una rentabilidad económica al inversor, además de que contribuirá a disminuir las emisiones de gases de efecto invernadero.

También aparece como producto sustituto cualquier tipo de inversión, ya sea financiera, inmobiliaria, o de otro tipo, ya que al fin y al cabo, realizar una instalación solar en una vivienda tiene como objetivo obtener la mayor rentabilidad posible, al igual que sucede con las inversiones antes citadas.

Para hacer frente con esta gran amenaza de productos sustitutivos, la rentabilidad de estas instalaciones debe ser lo suficientemente alta, y sus riesgos bajos. Las medidas políticas adoptadas tienen mucho que decir respecto a dicha rentabilidad y riesgo, y se deberán conocer profundamente tanto éstas como el mercado, anticipándose a sus cambios para lograr una capacidad de respuesta rápida y eficaz.

2.3. Mantenimiento y seguridad de una instalación fotovoltaica conectada a red

El objetivo del mantenimiento en plantas fotovoltaicas conectadas a red es prolongar la vida útil del sistema, asegurando además el funcionamiento y productividad de la instalación, lo que mejora la retribución económica de la producción. El mantenimiento de los sistemas fotovoltaicos conectados a la red es bastante sencillo y de carácter preventivo. En el caso de instalar paneles fijos, estos no tendrán partes móviles sometidas a desgaste, ni requieren cambio de piezas ni lubricación. Es conveniente realizar revisiones periódicas de las instalaciones, para asegurar que todos los componentes funcionan correctamente. Por tanto, para garantizar una alta productividad de la instalación, es esencial reducir los periodos de paro del sistema causado por una avería o un mal funcionamiento. Por lo que es necesaria una buena supervisión del sistema por parte del usuario con una buena asistencia del servicio técnico. A continuación se detallarán los requerimientos técnicos del contrato de mantenimiento que se establecen en las siguientes normativas:

- La Orden de 26 de marzo de 2007, por la que se aprueban las especificaciones técnicas de las instalaciones fotovoltaicas andaluzas.

- El Pliego de Condiciones Técnicas de Instalaciones Conectadas a Red de instalaciones de energía solar fotovoltaica. Julio de 2011.

Requerimientos técnicos del contrato de mantenimiento

1. Consideraciones generales

El usuario de la instalación deberá tener al menos una copia del proyecto o de la memoria técnica de diseño de la instalación. Además, la empresa instaladora deberá suministrar al usuario un Manual de Operación y Mantenimiento de la instalación.

2. Manual de operación y mantenimiento.

El manual de operación y mantenimiento deberá contener:

- Instrucciones de operación. - Instrucciones de mantenimiento.

2.1. Instrucciones de operación

El manual de operación y mantenimiento indicará necesariamente como mínimo, una explicación clara y detallada de lo siguiente:

- Modo de funcionamiento de cada componente.

- Modo/s de funcionamiento de la instalación.

- Significado de todas las señales ópticas, acústicas y valores que aparezcan en los diferentes componentes de la instalación.

- Significado y funcionamiento de las protecciones.

- Cualquier otro aspecto que incida o pueda incidir en el funcionamiento de la instalación.

2.2. Instrucciones de mantenimiento.

Se definen dos escalones de actuación para englobar todas las operaciones necesarias durante la vida útil de la instalación para asegurar el funcionamiento, aumentar la producción y prolongar la duración de la misma:

- Mantenimiento preventivo.

- Mantenimiento correctivo.

El mantenimiento debe realizarse por personal técnico cualificado bajo la responsabilidad de la empresa instaladora. Debe realizarse un informe técnico de cada una de las visitas en el que se refleje el estado de las instalaciones y las incidencias acaecidas. Se registrarán todas las operaciones de mantenimiento realizadas en un libro de mantenimiento, en el que constará la identificación del personal de mantenimiento.

2.2.1. Mantenimiento Preventivo.

Son operaciones de inspección visual, verificación de actuaciones, sustitución de componentes y otras, que aplicadas a la instalación, deben permitir mantener las condiciones de funcionamiento, prestaciones, protección y durabilidad de la instalación.

La periodicidad mínima de mantenimiento preventivo la designará la propia empresa instaladora como responsable del buen funcionamiento de la instalación. No obstante, durante el período de garantía de la instalación, la empresa instaladora será la responsable de la realización de las labores de mantenimiento preventivo, sin coste alguno para el usuario, que incluirá al menos una visita anual para el caso de instalaciones de 100 KWp y semestral para el resto. Además, es obligatorio que las empresas instaladoras realicen, al menos, una actuación de mantenimiento preventivo

y corrección de las anomalías, dentro de los 60 días naturales anteriores a la fecha de finalización del período de garantía.

En esta actuación de mantenimiento preventivo deben contemplarse los siguientes puntos como mínimo:

A. REVISIÓN GENERAL

Revisión del correcto funcionamiento de todos los componentes.

B. MÓDULOS FOTOVOLTAICOS

Módulos:

- Revisión de sombras y suciedad sobre los módulos. - Revisión de posibles daños.

Conexiones:

- Revisión de apriete de bornes y conexiones y estado de diodos de protección.

Estructura:

- Revisión de estabilidad, indicios de corrosión y apriete de tornillos.

C. OTROS COMPONENTES

Inversores:

- Comprobación del rango de tensión, estado de indicadores y alarmas.

- Inspección de la conexión de terminales.

Sistemas de monitorización:

- Revisión de la conexión remota, almacenamiento de registros, regulación y tolerancia de la medida

- Inspección de la conexión de terminales.

D. CABLES, INTERRUPTORES Y PROTECCIONES

Cableado:

- Comprobación de la estanqueidad, protección y conexión de terminales, empalmes y pletinas.

Interruptores:

- Revisión del funcionamiento y conexión de terminales.

Protecciones:

- Control del funcionamiento y actuación de los elementos de seguridad y protecciones: fusibles, tomas de tierra, interruptores de seguridad.

E. MEDIDAS DE SEGURIDAD

- Comprobación de las conexiones equipotenciales, cuando éstas sean

requeridas. - Comprobación de las medidas adecuadas de seguridad contra contactos

indirectos. - Revisión del aislamiento de la instalación. - Comprobación de la existencia de las protecciones adecuadas contra

cortocircuitos y sobrecargas en los conductores en función de la intensidad máxima admisible en los mismos, de acuerdo con sus características y condiciones de la instalación.

- Revisión de la continuidad de los conductores de protección. - Comprobación de los valores de resistencia de tierra en relación con las

medidas de seguridad adoptadas. - Revisión de la correcta conexión de los conductores de protección a las masas,

cuando estas conexiones sean preceptivas. - Revisión de la sección de los conductores de protección. - Revisión de aquellas partes o puntos de la instalación más sensibles de ser

origen de averías o daños. - Revisión de los conductores utilizados (características, naturaleza y sección). - Revisión de la identificación de los conductores «neutro» y «de protección» y

del polo positivo y del polo negativo. - Control de la inexistencia de posibles modificaciones o ampliaciones de la

instalación no contempladas en la documentación y puesta en servicio de la instalación.

La empresa instaladora realizará, además de las operaciones descritas, otras operaciones de mantenimiento preventivo que considere necesarias para garantizar el correcto funcionamiento de la instalación. 2.2.2. Mantenimiento Correctivo. Comprende todas las operaciones de sustitución necesarias para asegurar que el sistema funcione correctamente durante su vida útil. La empresa instaladora será responsable de realizar las operaciones de mantenimiento correctivo hasta finalizar el período de garantía de la instalación sin suponer coste alguno para el usuario hasta ese momento, haciendo constar al usuario

que la instalación fotovoltaica se encuentra en perfecto estado de funcionamiento en el momento de finalización de la garantía. Una vez completado este periodo, el usuario podrá acordar con la empresa instaladora un contrato para el mantenimiento posterior de la instalación. El plan de mantenimiento correctivo incluye:

- La visita a la instalación en los plazos indicados y cada vez que la instalación lo requiera por avería grave en la misma.

- El análisis y elaboración de los trabajos y reposiciones necesarias para el correcto funcionamiento de la instalación.

- Los costes económicos del mantenimiento correctivo deben formar parte de los costes anuales de mantenimiento, teniendo en cuenta que para ello la mano de obra y las reposiciones de equipos necesarias más allá del periodo de garantía.

3. Garantía.

La empresa instaladora garantizará el conjunto de la instalación y los equipos por un período mínimo de 2 años. Durante este período, el instalador se responsabilizará del mantenimiento de la instalación sin coste alguno para el usuario. La instalación será reparada si ha sufrido una avería a causa de un defecto de montaje o de cualquiera de los componentes, siempre que haya sido manipulada correctamente de acuerdo con lo establecido en el manual de instrucciones. Los módulos FV de silicio cristalino tendrán una garantía mínima de funcionamiento de 15 años. Entendiendo por garantía mínima de funcionamiento que el módulo suministrará al menos el 80% de la potencia pico en condiciones estándar. El usuario deberá comunicar al instalador las anomalías o los defectos de funcionamiento de la instalación que detecte.

3.1. Plazos.

El suministrador garantizará la instalación durante un periodo mínimo de 3 años, para todos los materiales utilizados y el procedimiento empleado en su montaje. Para los módulos fotovoltaicos la garantía será de 8 años. Si hubiera que interrumpir la explotación del suministro debido a razones de las que es responsable el suministrador, o a reparaciones que el suministrador deba realizar para cumplir las estipulaciones de la garantía, el plazo se prolongará por la duración total de dichas interrupciones.

3.2. Condiciones económicas.

La garantía comprende la reparación o reposición, en su caso, de los componentes y las piezas que pudieran resultar defectuosas, así como la mano de obra empleada en la reparación o reposición durante el plazo de vigencia de la garantía. Quedan expresamente incluidos todos los demás gastos, tales como tiempos de desplazamiento, medios de transporte, amortización de vehículos y herramientas, disponibilidad de otros medios y eventuales portes de recogida y devolución de los equipos para su reparación en los talleres del fabricante. Asimismo, se deben incluir la mano de obra y materiales necesarios para efectuar los ajustes y eventuales reglajes del funcionamiento de la instalación. Si en un plazo razonable, el suministrador incumple las obligaciones derivadas de la garantía, el comprador de la instalación podrá, previa notificación escrita, fijar una fecha final para que dicho suministrador cumpla con sus obligaciones. Si el suministrador no cumple con sus obligaciones en dicho plazo último, el comprador de la instalación podrá, por cuenta y riesgo del suministrador, realizar por sí mismo las oportunas reparaciones, o contratar para ello a un tercero, sin perjuicio de la reclamación por daños y perjuicios en que hubiese incurrido el suministrador.

3.3. Anulación de la garantía.

La garantía podrá anularse cuando la instalación haya sido reparada, modificada o desmontada, aunque solo sea en parte, por personas ajenas al suministrador o a los servicios de asistencia técnica de los fabricantes no autorizados expresamente por el suministrador.

3.4. Lugar y tiempo de la prestación.

Cuando el usuario detecte un defecto de funcionamiento en la instalación lo comunicará fehacientemente al suministrador. Cuando el suministrador considere que es un defecto de fabricante de algún componente, lo comunicará fehacientemente al fabricante. El suministrador atenderá cualquier incidencia en el plazo máximo de una semana y la resolución de la avería se realizará en un tiempo máximo de 15 días, salvo causas de fuerza mayor debidamente justificadas.

Las averías de las instalaciones se repararán en su lugar de ubicación por el suministrador. Si la avería de algún componente no pudiera ser reparada en el domicilio del usuario, el componente deberá ser enviado al taller oficial designado por el fabricante por cuenta y cargo del suministrador. El suministrador realizará las reparaciones o reposiciones de piezas a la mayor brevedad posible una vez recibido el aviso de avería, pero no se responsabilizará de los perjuicios causados por la demora en dichas reparaciones siempre que sea inferior a 10 días naturales.

Modelo de plan de mantenimiento preventivo de una planta solar fotovoltaica Mantenimiento de los módulos fotovoltaicos:

Limpieza periódica: Normalmente no se requiere limpieza, se mantienen limpios con la lluvia e inclinación. Usualmente se realiza una limpieza anual, a final del invierno, utilizando agua y productos de limpieza no abrasivos para comprobar que la superficie de los paneles no contiene restos de suciedad que no se puedan eliminar de forma natural.

Inspección visual para detectar posibles fallos:

- Posible rotura de cristal. - Oxidaciones en los circuitos y soldaduras de las células fotovoltaicas

(por entrada de humedad). - Cambio de color a amarillo o marrón el encapsulante. - Deformaciones en las cajas de conexión del módulo por

sobrecalentamiento de los diodos de paso. - Control de las conexiones eléctricas y cableado de los paneles. - Comprobación del apriete y estado de los terminales de los cables

de conexionado de los paneles. - Comprobación de la estanqueidad de la caja de terminales o del

estado de los capuchones de protección de los terminales. - En caso de que haya fallos de estanqueidad, se sustituyen los

elementos afectados y se limpian los terminales (sellado de la caja de terminales con juntas nuevas o silicona).

Mediciones periódicas de la curva V-I: permite evaluar todos los estados de funcionamiento de los módulos así como cuantificar las pérdidas por conexionado debidas a trabajar los módulos en puntos de trabajo no adecuados.

Análisis de puntos calientes (termografía), que ayudarán en la búsqueda de puntos calientes, que pueden convertirse en averías. Con estas cámaras se podrán buscar paneles defectuosos o conexiones mal hechas.

Mantenimiento de la estructura

- Mediante inspección visual buscar golpes, corrosiones, estado de la pintura de protección, ausencia de acumulaciones de agua, etc.

Mantenimiento de los seguidores:

- Engrase de las partes móviles que así lo requieran. - Configuración y ajuste periódico de sensores y sistemas de control de

seguimiento.

- Inspección visual del estado del galvanizado o pintura así como de las cimentaciones y posibles deformaciones de los materiales.

Monitorización Se deberá revisar periódicamente la estación meteorológica para ver que funciona bien, calibrarla y limpiarla, además de realizar la descarga de los datos almacenados.

Mantenimiento del inversor: Se llevarán a cabo dos visitas anuales para la comprobación del estado general del conexionado, sujeción y limpieza del inversor y cuadros eléctricos. Las revisiones que se van a realizar acerca de los inversores son las siguientes:

Comprobación del estado y funcionamiento. Comprobación del cableado y conexionado de los componentes. Verificación que el área de ubicación del inversor se encuentra limpia, seca y

bien ventilada. Comprobación de que el alojamiento del inversor mantiene temperaturas

adecuadas (entre 0º y 50ºC). Comprobación de las protecciones y alarmas del equipo. Mediciones periódicas de eficiencia. Revisión anual (antes del verano). Medida de la eficiencia de conversión DC/AC y de la eficiencia de

seguimiento del PMP, al menos 1 vez al año. Limpieza filtros de aire. Control y apriete posterior de las uniones atornilladas de todos los

elementos. Comprobación de ventilación y refrigeración. Inspección visual de los contactos de puesta a tierra. Lectura de la memoria de averías. Prueba de funcionamiento del conmutador de potencia de entrada.

Mantenimiento de las instalaciones eléctrica general y equipos

Incluye toda la instalación eléctrica desde las bornas de salida del inversor hasta el punto de conexión de la compañía.

Comprobación y reparación de todos los accesorios que forman parte de los componentes de la instalación necesarios para la estación transformadora y su funcionamiento seguro, así como la eliminación de pequeños fallos.

Se deberán revisar todas las canalizaciones de cables, para ver su estado y evitar roturas imprevistas que pudiesen ocasionar averías, así como las arquetas para ver que se encuentran perfectamente y que los cables no están a la intemperie. También se deberá revisar la iluminación, enchufes y cuadros de control.

Obra Civil Se realizarán las siguientes funciones:

En los caminos interiores: la planta posee un camino de acceso perimetral para facilitar el movimiento dentro de la misma. Habrá que examinarlo anualmente para poder subsanar con capas de de albero o zahorra adecuadamente compactadas en el caso de que estuviera en mal estado.

En cuanto al vallado perimetral: Su función es evitar el paso de animales y personas ajenas a la instalación. Se inspeccionará mensualmente buscando alguna rotura o hueco realizado.

En el sistema eléctrico, se realizarán una serie de tareas tales como:

- Comprobación de la caída de tensión en los circuitos campo

fotovoltaico – inversor de red e inversor de red-red. - Comprobación del estado del cableado en toda la instalación

fotovoltaica. - Comprobación de la generación eléctrica del campo fotovoltaico. - Comprobación de la inyección de energía en la red.

Se deberá comprobar que tanto los taludes, la cimentación de las estructuras y

los drenajes estén en perfecto estado para evitar que se atasquen en épocas de lluvia.

Medio ambiente

Se deberá limpiar de broza toda la instalación para evitar que las hierbas crezcan hasta producir sombras o se enreden con cables y estructuras, lo que luego complicaría su desbroce.

3. LEGISLACIÓN ENERGÍA FOTOVOLTAICA 3.1. ÁMBITO INTERNACIONAL

PROTOCOLO DE KYOTO

Los gobiernos acordaron en 1997 el Protocolo de Kyoto del Convenio Marco sobre el Cambio Climático de la ONU (UNFCCC). El acuerdo entró en vigor el pasado 16 de febrero de 2005. El objetivo del Protocolo de Kyoto es conseguir reducir un 5,2% las emisiones de gases de efecto invernadero globales sobre los niveles de 1990 para el periodo 2008-2012. Este es el único mecanismo internacional para empezar a hacer frente al cambio climático y minimizar sus impactos.

La presente Directiva establece un marco común de uso de energía procedente de fuentes renovables con el fin de limitar las emisiones de gases de efecto invernadero y fomentar un transporte más limpio.

A tal efecto, se definen los planes de acción nacionales así como las modalidades de uso de los biocarburantes. Para alcanzar estos objetivos, el Protocolo propone una serie de medios:

Reforzar o establecer políticas nacionales de reducción de las emisiones (aumento de la eficacia energética, fomento de formas de agricultura sostenibles, desarrollo de fuentes de energías renovables, etc.)

Cooperar con las otras partes contratantes (intercambio de experiencias o información, coordinación de las políticas nacionales por medio de permisos de emisión, aplicación conjunta y mecanismo de desarrollo limpio).

Declaración de río sobre medio ambiente y desarrollo, 1992. Esta Declaración fue adoptada por los gobiernos participantes en la Cumbre de las Naciones Unidas para el Medio Ambiente y el Desarrollo, celebrada en la ciudad de Río de Janeiro, Brasil, en junio de 1992. La declaración consta de 27 principios, siendo importante destacar el siguiente:

- Principio 16: Las autoridades nacionales deberían procurar fomentar la internalización de los costos ambientales y el uso de instrumentos económicos, teniendo en cuenta el criterio de que el que contamina debe, en principio, cargar con los costos de la contaminación, teniendo debidamente en cuenta el interés público y sin distorsionar el comercio ni las inversiones internacionales.

DIRECTIVA 2009/28/CE

La Directiva 2009/28/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 23 de abril de 2009, relativa al fomento del uso de energía procedente de fuentes renovables y por la que se modifican y se derogan las Directivas 2001/77/CE y 2003/30/CE.

La presente Directiva tiene por objeto establecer un marco común relativo a la producción y el fomento de energía procedente de fuentes renovables.

Cada Estado miembro tiene fijado un objetivo relativo a la cuota de energía obtenida de fuentes renovables en el consumo final bruto de energía para 2020. Este objetivo se ajusta al objetivo global «20-20-20» de la Comunidad.

Los Estados miembros se han comprometido a reducir para 2020 el consumo de energía primaria en un 20%. Los Estados miembros deben establecer un plan de acción nacional para 2020 que determine la cuota de energía procedente de fuentes renovables consumida en el transporte, la electricidad y la producción de calor. Estos planes deben establecer, asimismo, modalidades para reformar las normativas de planificación y tarificación así como el acceso a las redes de electricidad, en favor de energías generadas a partir de fuentes renovables.

Los Estados miembros pueden "intercambiar" energía generada a partir de fuentes renovables por un intercambio estadístico y desarrollar proyectos comunes relacionados con la producción de energía eléctrica y de calor procedente de fuentes renovables. Para recibir ayudas financieras, deben ser calificadas como «sostenibles» en virtud de los criterios de la presente Directiva.

3.2. ÁMBITO NACIONAL

Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial.

Artículo 2. Ámbito de aplicación.

b) Categoría b): instalaciones que utilicen como energía primaria alguna de las energías renovables no consumibles, biomasa, o cualquier tipo de biocarburante, siempre y cuando su titular no realice actividades de producción en el régimen ordinario.

Esta categoría b) se clasifica a su vez en ocho grupos:

1.º Grupo b.1. Instalaciones que utilicen como energía primaria la energía solar. Dicho grupo se divide en dos subgrupos:

Subgrupo b.1.1. Instalaciones que únicamente utilicen la radiación solar como energía primaria mediante la tecnología fotovoltaica.

Real Decreto 1578/2008, de 26 de septiembre, de retribución de la actividad de producción de energía eléctrica mediante tecnología solar fotovoltaica.

Artículo 3. Tipología de las instalaciones.

A efectos de lo dispuesto en el presente real decreto las instalaciones del subgrupo b.1.1 del artículo 2 del Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, se clasifican en dos tipos:

a) Tipo I. Instalaciones que estén ubicadas en cubiertas o fachadas de construcciones fijas, cerradas, hechas de materiales resistentes, dedicadas a usos residencial, de servicios, comercial o industrial, incluidas las de carácter agropecuario.

O bien, instalaciones que estén ubicadas sobre estructuras fijas de soporte que tengan por objeto un uso de cubierta de aparcamiento o de sombreamiento, en ambos casos de áreas dedicadas a alguno de los usos anteriores, y se encuentren ubicadas en una parcela con referencia catastral urbana.

Las instalaciones de este tipo se agrupan, a su vez, en dos subtipos:

Tipo I.1: instalaciones del tipo I, con una potencia inferior o igual a 20 kW

Tipo I.2: instalaciones del tipo I, con un potencia superior a 20 kW

b) Tipo II. Instalaciones no incluidas en el tipo I anterior.

Por tanto, nuestro proyecto pertenece a la categoría b.1.1 y es del tipo II

Artículo 13. Tarifas

1. Los valores de la tarifa regulada correspondientes a las instalaciones del subgrupo b.1.1 del artículo 2 del Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, que sean inscritas en el registro de pre-asignación asociadas a la primera convocatoria serán los siguientes:

Tipología Tarifa regulada (c€/kWh)

Tipo I Subtipo I.1 34,00

Subtipo I.2 32,00

Tipo II 32,00

Real Decreto 1565/2010, de 19 de noviembre, por el que se regulan y modifican determinados aspectos relativos a la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial.

Disposición adicional cuarta: Reducción extraordinaria de la tarifa fotovoltaica para la primera convocatoria de preasignación a partir de la entrada en vigor del presente real decreto.

1. Los valores de las tarifas de las instalaciones fotovoltaicas para la primera convocatoria de inscripción en el Registro de preasignación de retribución cuyo plazo de presentación de solicitudes se inicie con posterioridad a la entrada en vigor del presente real decreto se calcularán a partir de los valores resultantes de la aplicación de la metodología establecida en el artículo 11.2 del Real Decreto 1578/2008, de 26 de septiembre, multiplicándolos por los siguientes factores:

a) Instalaciones de tipo I.1: 0,95.

b) Instalaciones de tipo I.2: 0,75

c) Instalaciones de tipo II: 0,55.

Por tanto el precio actual para el kWh sería: 32,00 c€ x 0,55 = 17,6 c€

3.3. ÁMBITO ANDALUZ

PLAN ANDALUZ DE SOSTENIBILIDAD ENERGÉTICA (PASENER)

El presente Plan profundiza en la senda iniciada por el PLEAN 2003-2006 en materia de energías renovables, ahorro y eficiencia energética, persiguiendo la aproximación a un nuevo modelo energético que dé respuesta a las necesidades de abastecimiento de energía de la sociedad andaluza sin generar desequilibrios ambientales, económicos y sociales, en el contexto de un desarrollo sostenible para Andalucía.

Entre los objetivos básicos de la Comunidad Autónoma, se establece el desarrollo industrial y tecnológico basado en la suficiencia energética, y entre los principios rectores contempla el impulso y desarrollo de las energías renovables, el ahorro y la eficiencia energética.

LEY 7/2007 DE GESTIÓN INTEGRADA DE LA CALIDAD AMBIENTAL (G.I.C.A)

El marco legal en los que se refiere a los aspectos ambientales, es, en la Comunidad de Andalucía la Ley 7/2007 de 9 de Julio de Gestión Integrada de la Calidad Ambiental (G.I.C.A.)

Estamos estudiando la viabilidad de un proyecto de una planta solar, por lo tanto, según el anexo I de la mencionada Ley, deberemos someternos a una Autorización Ambiental Unificada (A.A.U).

Las condiciones para la elaboración de dicha autorización vienen definidas en el Título III: Instrumentos de Prevención y Control Ambiental, Capítulo II: Prevención y Control Ambiental, Sección III, de dicha Ley. Dentro los documentos a presentar, quizá el de mayor relevancia sea el Estudio de Impacto Ambiental.

La documentación para el estudio de impacto ambiental de las actuaciones sometidas al procedimiento abreviado de autorización ambiental unificada, las encontramos en la Ley 7/2007 (G.I.C.A.) en el Anexo II, apartado A.2).

3.4. ESTRATEGIA DE AHORRO Y EFICIENCIA ENERGÉTICA

PLAN DE ACCIÓN 2004-2012

La reducción de la intensidad energética es un objetivo prioritario para cualquier economía, siempre que su consecución no afecte negativamente al volumen de actividad. Uno de los parámetros que determinan la correlación entre consumo de energía y crecimiento económico es la evolución de la intensidad energética, indicador generalista que señala la relación entre consumos de energía y el Producto Interior Bruto. Calculada la intensidad a paridad de poder de compra, es decir corregido el indicador por el poder adquisitivo medio de la Unión Europea, el indicador español se sitúa todavía por debajo de la media europea, aunque con una clara tendencia convergente.

PLAN DE ACCIÓN 2008-2012

El Ministerio de Industria, Turismo y Comercio ha elaborado un nuevo Plan de Acción, para el periodo 2008-2012, dentro de la Estrategia de Ahorro y Eficiencia Energética en España 2004-2012.

El Plan fija como objetivo energético cuantificado un ahorro de energía primaria de 24.776 ktep en 2012 frente al escenario que sirvió de base para el Plan inicial 2004- 2012, lo que supone un 13,7%. Frente al escenario considerado como base por la Directiva 2006/32/EC, sobre eficiencia en el uso final de la energía y los servicios energéticos, el ahorro conseguido sería en 2012 del 11%, superando así el objetivo fijado por dicha Directiva de alcanzar el 9% en 2016.

PLAN DE ENERGÍAS RENOVABLES 2011-2020

La aportación de las energías renovables al consumo final bruto de energía en España se estima para el año 2020 en un 22,7%, casi tres puntos superior al objetivo obligatorio fijado por la Unión Europea para sus estados miembros, mientras que la aportación de las renovables a la producción de energía eléctrica alcanzará el 42,3%, con lo que España también superará el objetivo fijado por la UE en este ámbito (40%).

Los datos están contenidos en el anticipo del Plan de Renovables 2011-2020, enviado por el Ministerio de Industria, Turismo y Comercio a la Comisión Europea en cumplimiento de la propia directiva comunitaria sobre la materia (2009/28/CE), que contempla objetivos obligatorios de energías renovables para la UE y para cada uno de los Estados miembros en el año 2020, y la

elaboración por parte de éstos de planes de acción nacionales para alcanzar dichos objetivos.

Cada país miembro de la UE ha notificado a la Comisión, antes del 1 de enero de 2010, una previsión en la que se indica:

Su estimación del exceso de producción de energía procedente de fuentes renovables con respecto a su trayectoria indicativa que podría transferirse a otros Estados miembros, así como su potencial estimado para proyectos conjuntos hasta 2020.

Su estimación de la demanda de energía procedente de fuentes renovables que deberá satisfacer por medios distintos de la producción nacional hasta 2020.

4. Situación y emplazamiento 4.1. Emplazamiento

Nuestra parcela se encuentra en el municipio de Las Gabias, provincia de Granada. Entre los términos municipales de Las Gabias y La Malaha, en concreto al norte de la carretera que une ambos municipios.

1. Plano de Situación España

2.Plano Situación Granada

3.Plano de Producción de Energías Renovables en Andalucía

Las Gabias

4. Situación de la parcela

Nuestra parcela se sitúa en las coordenadas: latitud 37° 06' 59" Norte y longitud 03° 42' 50” Oeste. Y posee una elevación de 824m.

5. Catastro de la zona

6.Mapa de comunicaciones del huerto con A-338

7.Infraestructuras del transporte

8. Ortofoto de nuestra parcela, y otros huertos solares existentes

En la zona elegida ya existen varias parcelas con plantas solares por lo que decidimos situar la nuestra adjunta a una de ellas para así aprovechar la toma a la red de alta tensión así como los caminos de acceso hasta la misma, minimizando estos costes.

Se muestran en marrón las superficies con placas solares ya existentes y en morado nuestra parcela elegida que en un principio es de 50 Ha pero que en cada alternativa ajustaremos a las necesidades reales.

4.2. Topografía de la zona

9.Plano topográfico de la zona

10. Mapa de altitud de la zona

11. Usos del suelo

Como podemos ver, nuestro huerto se situará entre suelo de pastizal, olivar y matorral.

12.Mapa de pendientes

En cuanto a las pendientes queda claro con este mapa que no hay zonas que muestren grandes dificultades orográficas, siendo las pendientes menores al 15% en toda la parcela.

Las orientaciones es algo importante a tener en cuenta en la instalación de una planta solar ya que si queremos minimizar las sombras debemos situarla con orientación sur, en este aspecto en la zona predominan las laderas situadas al norte pero al no tener gran pendiente se puede asegurar que no se generarán sombras por culpa del terreno, sin embargo se intentará situar todos los paneles posibles en la zona señalada que tiene orientación sur.

13. Mapa de orientación

Además la zona elegida se encuentra clasificada como suelo urbanizable sectorizado.

4.3. Climatología

Las Gabias tiene un clima mediterráneo continentalizado, con inviernos fríos y veranos muy calurosos, tiene temperaturas extremas, de tener un invierno de temperaturas muy frías (de hasta -5º) a veranos muy calurosos (de hasta 40º). La oscilación térmica del día a la noche es muy alta también, sobre todo en otoño y primavera. Las precipitaciones son relativamente bajas, sobre unos 400 mm al año. Con época de sequía de Junio a Septiembre, y lluviosa sobre todo en Otoño y Primavera.

Las temperaturas medias diarias en cada mes son:

En el siguiente mapa podemos observar la temperatura del aire anual.

Mes Temperatura media diaria

Temperatura media (24h)

Ene 9.5 8.7 Feb 11.2 10.0 Mar 14.4 12.8 Abr 16.4 14.5 Mayo 20.0 18.2 Jun 25.3 23.4 Jul 27.8 25.9 Ago 27.6 25.6 Sep 23.6 21.5 Oct 19.3 17.6 Nov 13.5 12.1 Dic 10.3 9.4 Anual 18.2 16.6

14.Temperatura del aire a 2m, promedio anual

15. Radiación solar, nuestra parcela el cuadrado azul

La nubosidad, la turbidez y transparencia de la atmósfera tiene una gran importancia en las proporciones de radiación directa y difusa, al igual que la elevación del sol. En días soleados, con una atmósfera muy transparente el porcentaje de radiación directa puede alcanzar, como máximo, en torno al 90% de la radiación global diaria, llegando al mediodía al 92%, como máximo, de la intensidad de radiación cuando el sol alcanza su máxima elevación.

En días totalmente nublados, el porcentaje de radiación total directa respecto a la radiación global es prácticamente nulo. También podemos decir que en zonas urbanas o industriales, cuando el cielo está claro la radiación solar directa predomina en muchos casos sólo si la elevación solar es mayor de 50º, debido a la influencia de la turbidez del aire.

4.4. Sismicidad

Es preceptivo tener en cuenta la sismicidad de la zona. La normativa que determina los criterios para la consideración de la acción sísmica se recogen en la Norma de Construcción Sismo resistente NCSE-02. La citada norma delimita la peligrosidad sísmica de cada punto del territorio nacional en base a lo que denomina aceleración sísmica básica, cuyo valor se representa en relación al valor de la gravedad, g, e indica un valor característico de la aceleración horizontal de la superficie del terreno. La NCSE-02 presenta un mapa de peligrosidad sísmica, que se muestra en la siguiente figura. El mapa clasifica en rangos la aceleración sísmica básica y da el valor del coeficiente de contribución k, que tiene en cuenta la influencia de los distintos tipos de terremoto esperados en la peligrosidad sísmica de cada punto.

16.Mapa de sismicidad

Según éste, la categoría de la zona de Las Gabias presenta una intensidad clase VIII. Como criterio de partida para la aplicación del sismo en la elaboración de proyectos, se parte de la citada aceleración sísmica básica y de la clasificación que establece la normativa en base a la importancia de la construcción estudiada. A los efectos de la NCSE-02, de acuerdo con el uso a que se destinan, con los daños que puede ocasionar su destrucción e independientemente del tipo de obra de que se trate. Nos encontramos en caso de obra de importancia muy alta (Aquellas con probabilidad de que su destrucción por el terremoto pueda ocasionar víctimas, interrumpir un servicio primario, o producir daños económicos significativos a terceros).

5. ESTUDIO DE LAS ALTERNATIVAS 5.1. PLACAS FIJAS

5.1.1. Ángulo óptimo

Para definir la alternativa de placas fijas la primera cuestión que es necesario abordar es a qué ángulo se instalarán de manera que se maximice el aprovechamiento de la radiación solar. Gracias a la aplicación PVSig, utilizando las coordenadas de nuestra parcela nos da la siguiente gráfica con ángulos óptimos según cada mes, la media anual será la solución adoptada.

5.1.2. Radiación en la parcela

Con la misma aplicación anteriormente mencionada obtenemos las radiaciones recibidas en distintos planos de la parcela.

Mes Ángulo óptimo (º )

Ene 61 Feb 52 Mar 40 Abr 23 Mayo 12 Jun 3 Jul 7 Ago 19 Sep 34 Oct 48 Nov 57 Dic 62 Media anual 33º

Mes Radiación en el plano inclinado el ángulo óptimo (Wh/m2/día)

Radiación en el plano inclinado el ángulo óptimo (Wh/m2/día)

Radiación en el plano con ángulo 90º (Wh/m2/día)

Ene 2600 4140 4080 Feb 3270 4520 3880 Mar 4730 5740 4060 Abr 5440 5710 3100 Mayo 6740 6430 2710 Jun 7280 6630 2400 Jul 7190 6700 2550 Ago 6290 6390 3090 Sep 5050 5810 3720

En este gráfico apreciamos la importancia de la correcta elección del ángulo de inclinación de las placas ya que éste va a influir en gran medida en la radiación recibida por las placas y por tanto en la producción de las mismas.

Los datos que nos interesan son los correspondientes al ángulo óptimo ya que es la inclinación que hemos decidido adoptar para las placas. Por tanto la radiación diaria media en este plano será: 5,39 kW/m2

5.1.3. Paneles e inversores

- Paneles: alfasolar AR 80P (alfasolar 300+)

Dimensiones: 1623 x 1303 x 35 mm Peso: 26 kg Número de células: 80 Máximo voltaje de línea: 39,99V Tensión en circuito abierto: 49.75V Potencia de pico: 300W Intensidad de máxima potencia: 8,01 A

Oct 3920 5210 4200 Nov 2570 3790 3520 Dic 2220 3570 3590 Año 4780 5390 3410

- Inversor: El inversor que hemos escogido es Ingecon®Sun Power 100 con transformador. Sus

características técnicas son:

Valores de entrada(DC) Rango pot. campo FV recomendado(1)

104 - 130 kWp

Rango de tensión MPP 405 - 750 V Tensión máxima DC(2) 900 V Corriente máxima DC 260 A Nº entradas DC 4 MPPT 1 Valores de Salida (AC) Potencia nominal AC modo HT(3)

100 kW

Potencia máxima AC modo HP(4)

100 kW

Corriente máxima AC 161 A Tensión nominal AC 400 V Frecuencia nominal AC 50 / 60 Hz Coseno Phi(5) 1 Regulación Coseno Phi +/-0,9 a Pnom THD(6) <3% Rendimiento Eficiencia máxima 96,80% Euroeficiencia 95,70% Datos Generales Consumo en standby(7) 30 W Consumo nocturno 1W Temperatura de funcionamiento

-20ºC a +65°C

Humedad relativa 0 - 95% Grado de protección IP 20

Los inversores Ingecon®Sun Power llevan integradas las siguientes protecciones eléctricas:

Aislamiento galvánico entre la parte de DC y AC. Polarizaciones inversas. Cortocircuitos y sobrecargas en la salida. Fallos de aislamiento. Anti-isla con desconexión automática. Seccionador en carga DC. Fusibles DC. Seccionador-magnetotérmico AC. Descargadores de sobretensiones DC.

Descargadores de sobretensiones AC

5.1.4. Dimensionamiento de la planta

A partir de los elementos elegidos se realizan los cálculos para saber cuántos paneles podrán instalarse en serie y cuántos ramales de paneles en serie serán compatibles con el inversor elegido:

a) Módulos en serie: Se calculan los módulos compatibles en serie con la siguiente expresión.

Tensión máxima inversorTensión máxima de circuito abierto del módulo =

900 V49,75 V = 18,1

Se instalan ramales de 18 módulos en serie.

1ª Comprobación: Tensión máxima de trabajo = 18*39,99 = 712,8 V < 750 V CUMPLE

2ª Comprobación: Tensión máxima en circuito abierto = 18*49,75 = 895,5 V < 900 V. CUMPLE

b) Módulos en paralelo: Se obtiene mediante la relación entre la potencia pico máxima del inversor y la potencia pico de cada ramal.

Potencia pico máxima del inversorPotencia pico de cada rama =

1000006000 = 16,6

Decidimos instalar 16 ramales en paralelo.

Comprobación de la intensidad: La intensidad del inversor debe ser mayor que la suma de las intensidades de los módulos en paralelo.

161 A > 16*8,01 = 128,16 A. CUMPLE

Cada inversor por tanto tendrá 320 módulos que generarán una potencia de pico de 320*300= 96 kWp

Sabiendo que cada isla ocupa aproximadamente 1640 m2 y que disponemos de mucho más espacio libre en la parcela, se propone la instalación de 35 islas que generarán una potencia de pico de: 96*35 = 3360 kWp

Se necesitarán por lo tanto 35 inversores y 11200 módulos.

5.1.5. Producción eléctrica anual: Para calcular la producción eléctrica anual se utiliza la expresión que se

expone a continuación, los valores más significativos serán la potencia de pico de la planta y la radiación solar recibida por los paneles.

Ed =Gdm PR nºdías Pmp

Gcem =5,39 0,8 365 3360

1= 5288236,8 kWh/año

Ed = Producción eléctrica anual.

Gdm = Radiación solar, en nuestros paneles inciden: 5,39 kW/m2/día

PR = Rendimiento del sistema, suponemos un 80%.

Nº de días = 365 al ser la producción anual.

Pmp = Potencia de pico instalada. 3360 kWp.

Gcem = Constante que consideramos de valor unitario. (kW/m2)

5.1.6. Esquema de la parcela

Planta de una isla:

Perfil con distancias mínimas para evitar sombras:

Planta de la parcela:

5.2. PLACAS MÓVILES

En este caso, incorporamos a la placa un seguidor, un dispositivo que permite variar la posición de la placa respecto al sol a lo largo del tiempo, buscando la mayor eficiencia, lo cual puede aumentar la producción hasta un 35%.

Podemos encontrar tres tipos de seguidores:

Seguidor de eje Acimutal: permite variar la inclinación de la placa. Seguidor de eje Cenital: permite variar la orientación de la placa. Seguidor de doble eje: permite variar la inclinación y la orientación. Por lo que

resulta ser el más eficiente.

Así, elegiremos un seguidor solar de doble eje, que es el que mayor incrementa la producción, ya que nos permite adaptarnos al movimiento estacional del sol en su eje acimutal; y al diurno, a lo largo del eje cenital.

El seguidor está formado por una columna anclada al suelo y una parrilla en donde se ubican los paneles. Cada seguidor lleva incluido un inversor con la tarjeta de seguimiento a dos ejes y toda la aparamenta eléctrica necesaria (motores eléctricos para el movimiento del seguidor, cuadro eléctrico estanco exterior completamente montado, placa de montaje, etc.), además de descargadores de sobretensiones de alta tensión para rayos.

Como el inversor va incluido en el seguidor, no tenemos que realizar el cálculo anterior para el número de placas necesario, sino que, para comparar con la alternativa de placas fijas, vamos a instalar tal número de seguidores de forma que la potencia instalada total sea la misma, 5.288.236,9 kWh. Así, podremos averiguar cuál de las dos alternativas es más rentable para la misma potencia.

Además, utilizaremos el mismo tipo de placa fotovoltaica del caso anterior, alfasolar AR 80P (alfasolar 300+), con una potencia de 300 Wp (potencia pico) y una superficie de 2,115 m2.

Por otra parte, analizamos las características del seguidor seleccionado:

Seguidor de 2 ejes modelo SR16 (Grupo Clavijo.S.A.) 15.000€

Posibilidad de instalar cualquier panel. Superficie máxima paneles 138,3 m2 Material de la estructura: acero galvanizado mediante inmersión en

caliente Dimensiones:

Anchura = 12m Altura del seguidor = 8,500m

Altura desde el suelo, para una inclinación de 50º = 7,410 m

Consumo eléctrico 0,5 kW/día.

Así, instalaremos 63 módulos en cada seguidor, utilizando la superficie máxima del mismo. De esta forma estamos aprovechando aproximadamente el 97 % de la capacidad total del seguidor (135,36 m2). Así, estaríamos produciendo 63 módulos x 300 Wp = 19200 Wp/seguidor.

En la siguiente tabla se muestra la media de la irradiación diaria recibida por los módulos, teniendo en cuenta que son placas móviles de doble eje:

Vemos que la irradiación media anual es de 8.160 Wh/m2 y día, considerando la inclinación óptima antes calculada (33º)

Así, tenemos todos los elementos para poder aplicar la fórmula de la producción eléctrica anual, al igual que se ha hecho con la alternativa de las placas fijas.

En este caso la producción anual va a ser la misma que la otra alternativa para así poder comparar cual es más económica, y por tanto en este caso la incógnita será la potencia de pico del sistema y a partir de ésta podremos obtener cuántos seguidores necesitamos instalar:

Ed =Gdm PR nºdías Pmp

Gcem =8,16 0,8 365 Pmp

1 = 5288236,8 kWp

Irradiación placas móviles

Mes Hd

Enero 5.52

Febrero 6.63

Marzo 7.85

Abril 8.53

Mayo 9.40

Junio 11.10

Julio 11.40

Agosto 10.40

Septiembre 8.41

Octubre 7.16

Noviembre 5.84

Diciembre 5.56

Media anual 8.16

Se obtiene que la potencia de pico necesaria es: Pp= 2.219.411,76 Wp; sabiendo que la potencia pico por seguidor es 19200 Wp/seguidor, necesitaríamos un total de 116 seguidores y, por tanto, 7.424 módulos instalados en ellos.

Por tanto esta alternativa quedaría definida de la siguiente manera:

- 64 módulos en cada seguidor, necesitamos en total 7.424 módulos con un precio de 248,05€. Esto supone un coste de 1.841.523€.

- 116 seguidores, con un precio de 15.000 €/seguidor, que supondría un coste de 1.740.000€.

Así, la potencia total anual instalada será 5288236,8 kWp.

Por último, calculamos la distancia mínima entre paneles para evitar la generación de sombras entre ellos, para lo cual vamos a considerar la posición más

desfavorable del seguidor:

L = 9,100 m

= 60°

H = 90° - latitud= 53°

1+

1= 9,1 60

1 53 +

1 60 = 10,48

Así, tomaremos una distancia mínima de separación de 10,5 m.

Planta de la parcela con los seguidores móviles:

Incluso dejando una separación mayor a los 10,5 metros mínimos la superficie requerida para la instalación es mucho menor a la exigida por la alternativa de placas fijas.

A continuación vemos un gráfico en el que comparamos la irradiación en el caso anterior de placas fijas y placas móviles con seguidor de 2 ejes:

Podemos observar que la irradiación es notablemente superior en el caso de placas móviles con dos ejes. Por lo que la producción para esta alternativa también será superior.

5.3. Equipos comunes

Ahora vamos a analizar los elementos comunes dentro de la central para ambas alternativas como son:

1. Transformador

El transformador es convencional con aislamiento galvánico, con un coste de 110.000€.

2. Caseta de control Son casetas prefabricadas con un coste de 12.000€

3. Cableado

Es necesario conectar los módulos solares entre sí, estos con los inversores y los inversores con el transformador.

Los cables que se utilizarán en esta instalación son con aislamiento de dieléctrico seco, tipo RV-K, de las siguientes características generales.

Las líneas de CC serán de dos conductores, uno de fase y otro de neutro. Las líneas de CA serán de cuatro conductores, tres de fase y uno para neutro en todos los tramos excepto en el que une la salida del transformador con el cuadro de protección y conexionado en CA, con tres conductores de fase, neutro aislado y masas conectadas a toma de tierra independiente de la red de alimentación (TT).

Luego, en principio las secciones más adecuadas serán de 105 mm2 con un precio de 30,14 €/m y de 240 mm2 con un precio de 39,29 €/m.

Alternativa 1. El cable de menor sección sería el que recoge corriente continua de cada fila de paneles hasta el inversor. Por otra parte el cable de mayor sección sería el que transporta la corriente alterna desde la salida de todos los inversores de una misma columna hasta el transformador.

Alternativa 2. En este caso tendremos cable de 240 mm2 de sección, que

recogerían corriente alterna directamente de los seguidores de cada fila siguiendo el esquema de las placas fijas.

El coste de todo el cableado necesario se puede suponer que es igual al 5% del

precio total de los materiales utilizados.

4. Puesta a tierra

Las masas de la instalación fotovoltaica estarán conectadas a una tierra independiente de la del neutro de la empresa distribuidora de acuerdo con el Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión.

Por ello se realizarán tomas de tierra conectando directamente tanto la estructura soporte del generador fotovoltaico, como el borne de puesta a tierra del inversor, con el fin no crear diferencias de tensión peligrosas para las personas.

5. Cimentación

Placas fijas: se realizará una losa de hormigón para cada ramal que tendrá unas dimensiones de 24x1.8x0.2 metros como se muestra a continuación:

Placas móviles: Los propios seguidores vienen con una zapata instalada en cada uno de ellos por lo que no habrá que dimensionarla.

6. EVALUACIÓN AMBIENTAL

Los módulos fotovoltaicos son un instrumento de transformación de energía que aprovechan una fuente inagotable y no contaminante como es el Sol. Además, la utilización de energía primaria de origen solar permite descentralizar la generación de energía eléctrica, produciéndola en el mismo lugar donde se consume y evitando así pérdidas en el transporte. Por otra parte, su uso permite una mayor autonomía energética y una menor dependencia de las fuentes de energía no renovables.

Los materiales utilizados en su fabricación pueden reutilizarse, o al menos incorporarse a los cauces de reciclado. Y el principal impacto sobre el medio físico es el efecto visual sobre el paraje, para lo cual se ha buscado una integración respetuosa con el ambiente y los edificios de la zona.

Una instalación de este tipo produce en su vida útil, de manera ecológica, más de diez veces la energía consumida en su fabricación. Las células fotovoltaicas que se fabrican en la actualidad son de silicio, material obtenido a partir de la arena y por tanto muy abundante, y del que no se requieren cantidades significativas. En la fase de uso, las cargas ambientales son prácticamente despreciables y no implican emisiones de productos tóxicos.

6.1. Estudio de Impacto Ambiental

La Ley 7/2007, de 9 de julio, de Gestión Integrada de la Calidad Ambiental (GICA), que tiene como objetivo establecer un marco normativo adecuado para el desarrollo de la política ambiental de la Comunidad Autónoma de Andalucía, a través de los instrumentos que garanticen la incorporación de criterios de sostenibilidad en las actuaciones sometidas a la misma.

Esta ley contempla en el epígrafe 2.6 del Anexo I, modificado por Decreto 356/2010, de 3 de Agosto, que el instrumento de prevención y control ambiental al que han de someterse las “Instalaciones de producción de energía eléctrica solar o fotovoltaica, en suelo no urbanizable y que ocupe una superficie superior a 2 hectáreas” ha de ser la Autorización Ambiental Unificada (AAU*), procedimiento que ha de resolverse en 6 meses.

Resumidamente, el procedimiento de obtención de la AAU consiste básicamente en lo siguiente: 1. Solicitud de AAU, que se acompañará de:

Proyecto técnico.

Informe de compatibilidad con el planeamiento urbanístico.

Estudio de impacto ambiental.

Documentación exigida por la normativa aplicable para aquellas autorizaciones y pronunciamientos que en cada caso se integren en la AAU.

2. Información pública 3. Remisión del proyecto y estudio de impacto ambiental al órgano sustantivo y se recabarán de los distintos organismos e instituciones los informes preceptivos según la normativa aplicable, así como los que se consideren necesarios. 4. Finalizada la fase de instrucción y previa audiencia al interesado se elaborará una propuesta de resolución de la que se dará traslado al órgano sustantivo previamente a la resolución del procedimiento.

Anexo II.

A.2) Documentación para el estudio de impacto ambiental de las actuaciones sometidas al procedimiento abreviado de autorización ambiental unificada.

1. Identificación de la actuación:

a) Objeto y características generales de la actuación.

b) Plano del perímetro ocupado a escala adecuada.

2. Descripción de las características básicas de la actuación y su previsible incidencia ambiental. Esta descripción deberá aportar, al menos, datos relativos a:

a) Localización.

1.º Plano de situación a escala adecuada, indicando las distancias a edificios e instalaciones y recursos que pueden verse afectados por la actuación.

Nuestra Planta Solar se encuentra situada entre los términos municipales de La Malahá y Las Gabias. A 4,4 Km y a 4,9 Km respectivamente de cada uno de estas localidades.

b) Afecciones derivadas de la actuación.

Al tratarse de un proyecto con emplazamiento en una parcela, la afección de la ejecución de éste es menor que en otros proyectos, ya que es esta afección es puntual, concentrándose la actuación en dicha parcela y en sus

alrededores. Las posibles afecciones que pueden ser derivadas con la actuación son:

1. Modificación y posible destrucción del ecosistema existente en la parcela a partir del desbroce y despeje del terreno, excavación y nivelación del terreno.

2. Construcción de red eléctrica que contribuye a la modificación de dicho ecosistema.

3. Impacto sobre la red hidrográfica: La implantación de un parque solar de grandes dimensiones puede producir alteraciones en la hidrología de la zona, evitando que el agua discurra adecuadamente, provocando inundaciones en el propio parque, etc. Por ello será necesario estudiar las condiciones hidrológicas de la cuenca y analizar posibles acciones para minimizar dichos impactos.

4. Efecto barrera: En el perímetro del parque se colocará una valla para evitar robos, actos vandálicos y posibles daños debido a la fauna. Debido a la gran superficie se producirá un importante efecto barrera en el territorio, el cual provocará que la fauna quede en cierta medida aislada a ambos lados de la instalación. Será necesario estudiar la fauna en la zona y en caso de que se muestre necesario se llevarán a cabo las actuaciones adecuadas para eliminar este efecto en la medida de lo posible

5. Vegetación: Será necesario la eliminación de la vegetación en toda la superficie que afecte al parque, tanto en la zona de los módulos y de las instalaciones como en los caminos que lo conectan con la red de carreteras. Será conveniente realizar el estudio de la flora y la vegetación del área y comprobar que no haya ninguna especie protegida o amparada por la legislación.

c) Análisis de los residuos, vertidos, emisiones o cualquier otro elemento derivado de la actuación, tanto en la fase de ejecución como en la de operación.

Nuestra actuación no va a generar residuos ni emisiones en la fase de explotación, al contrario, el objetivo es producir energía eléctrica de forma ecológica y respetando el medio ambiente, con ausencia de una fuente energética no renovable.

En la fase de construcción habrá que analizar el vertido de los materiales procedentes de la excavación, y transportarlos al vertedero más próximo.

3. Identificación y evaluación de la incidencia ambiental de la actuación, con descripción de las medidas correctoras y protectoras adecuadas para minimizar o suprimir dicha incidencia, considerando, en su caso, las distintas alternativas estudiadas y justificando la alternativa elegida.

Análisis de Impactos

La problemática ambiental que conlleva la instalación de centrales de energía solar fotovoltaica se produce tanto durante las obras como a lo largo de la vida útil de explotación.

Seguidamente se identifican ambos tipos así como el rango de valoración

que puede considerarse aceptable para cada uno de ellos (desde compatible hasta severo). Previamente, se definen estos tipos de impacto:

- Impacto compatible: aquel cuya recuperación es inmediata tras el cese

de la actividad y no precisa prácticas protectoras o correctoras.

- Impacto moderado: aquel en el que la recuperación no precisa prácticas protectoras o correctoras intensivas, y en el que la consecución de las condiciones ambientales iniciales requiere cierto tiempo.

- Impacto severo: Aquel en el que la recuperación de las condiciones del medio exige la adecuación de medidas protectoras o correctoras, y en el que, aún con esas medidas, aquella recuperación precisa un período de tiempo dilatado.

- Impacto crítico: Aquel cuya magnitud es superior al umbral aceptable. Con él se produce una pérdida permanente de la calidad de las condiciones ambientales, sin posible recuperación, incluso con la adopción de medidas protectoras o correctoras.

a) El ser humano, la fauna y la flora

Medio Socioeconómico

Fase de construcción:

La demanda de mano de obra puede absorber población activa local dentro del término municipal afectado y se verán favorecidas tanto las empresas suministradoras de materiales como las arcas municipales. Además el sector servicios se verá beneficiado al incrementar su demanda de forma moderada, por lo que puede considerarse un efecto positivo sobre el mismo.

El impacto como se ha comentado es POSITIVO.

Fase de explotación: La instalación fotovoltaica creada tendrá un impacto positivo durante la fase de funcionamiento, puesto que en la zona se crearán nuevos puestos de trabajo, aumentará el desarrollo del sector terciario en la Comunidad Autonómica y a nivel local se producirán ingresos vía impuestos.

Además, tras la puesta en funcionamiento de la nueva tecnología, la población percibe que colabora en la conservación del medio ambiente de forma activa.

El impacto se considera POSITIVO.

Afección a la fauna

Fase de construcción: Los movimientos de tierras que será necesario realizar, causan molestias a las escasas especies que pueden habitar en la zona.

El ruido puede provocar un alejamiento y una posible alteración de los procesos de reproducción y cría de determinados animales.

El impacto se considera COMPATIBLE.

Fase de explotación: Se han detectado reacciones de sorpresa de algunos animales al ponerse en marcha las instalaciones solares, si bien estas reacciones han desaparecido en poco tiempo, acostumbrándose los animales a la nueva situación.

Con relación al acercamiento de la red eléctrica hay que tener en cuenta que las líneas de alta y media tensión, en ocasiones provocan la muerte de numerosas aves silvestres ya que utilizan los postes eléctricos como atalayas de caza o posaderas.

El impacto se considera MODERADO

Afección a la vegetación

Fase de construcción: En la fase de obra se producirá una pequeña pérdida de vegetación propia de la zona debido a la cimentación de la estructura de colectores, zanjas para la ubicación de conductores, etc.

Al no ser una zona de especial importancia, y no encontrarse ninguna especie protegida, el impacto se considera COMPATIBLE.

Fase de explotación: Una vez la instalación esté en funcionamiento, difícilmente se verá comprometida la vegetación circundante.

El impacto se considera COMPATIBLE.

b) El suelo, el agua, el aire, el clima y el paisaje.

Afección al suelo

Fase de construcción: Se considera el efecto de incremento en la erosión muy bajo y compatible con el medio. El impacto se considera COMPATIBLE.

Fase de explotación: La valoración del impacto debido a la ocupación del suelo por parte de la instalación fotovoltaica se podría considerar no significativo ya que el impacto sobre la productividad no se ve alterado al seguir produciendo beneficios.

El impacto se considera COMPATIBLE.

Impacto sobre el agua

Fase de construcción: Se puede producir una pérdida de hidrocarburos de la maquinaria destinadas a la preparación de terreno. Pero la contaminación de las aguas parece improbable ya que las obras respetaran la distancia de seguridad requerida.

Por otra parte, será necesario diseñar una red de drenaje adecuada a la topografía del terreno para evacuar las aguas pluviales ya que trataremos de alterar lo menos posible la hidrología superficial y subterránea.

El impacto se considera NO SIGNIFICATIVO

Impacto sobre la atmósfera

Fase de construcción: El uso de maquinaria pesada para el transporte de material, construcción de zanjas y preparación del terreno de la instalación producirá una contaminación química atmosférica de escasa magnitud por lo que se considera mínima su incidencia en las comunidades vegetales y animales.

Las emisiones de polvo y ruido debido al movimiento y a la operación de la maquinaria de obra, pueden repercutir sobre la población así como en la fauna terrestre y sobre la vegetación.

El ruido puede provocar un alejamiento y una posible alteración de los procesos de reproducción y cría de determinados animales.

El impacto se considera COMPATIBLE.

Fase de explotación: Las instalaciones fotovoltaicas no emiten contaminantes de ningún tipo a la atmósfera. Se considera una energía limpia, pues transforma la energía fotovoltaica del sol en energía eléctrica. El impacto se considera POSITIVO

Afección Paisajística

Fase de construcción: La magnitud del impacto sobre el paisaje intrínseco se determinará en función del tiempo de duración de las obras y el tiempo esperado de regeneración de la cubierta vegetal en las áreas alteradas.

La magnitud del impacto sobre el paisaje extrínseco dejará de tener efecto al finalizar las obras.

La modificación de los componentes del paisaje la producen los movimientos de tierras, la presencia de maquinaria pesada, vehículos de obras, la colocación de los paneles, etc. Estos se realizarán en la parcela seleccionada para ello, siendo la modificación del paisaje mínima.

Una vez finalizadas las obras, el aspecto de emplazamiento de la instalación mejorará debido a la desaparición de la maquinaria pesada, materiales de obra sobrante, etc.

El impacto se considera COMPATIBLE.

Fase de explotación: La presencia de paneles solares, caseta de control y tendido eléctrico suponen una pérdida de calidad del paisaje en donde se ubican. Las tonalidades cromáticas de la construcción serán un factor importante.

El impacto se considera MODERADO.

A modo de resumen, en la siguiente tabla se muestran los impactos ambientales producidos en las diferentes etapas del proceso:

Fase de Construcción Fase de explotación

Impacto sobre la atmósfera Compatible Positivo

Afección al suelo Compatible Compatible

Impacto sobre el agua No significativo No significativo

Afección a la vegetación Compatible Compatible

Afección a la fauna Compatible Moderado

Afección paisajística Compatible Moderado

Medio socioeconómico Positivo Positivo

Medidas compensatorias, correctivas y preventivas

Impacto atmosférico

Utilización de maquinaria en correctas condiciones Reducción de la velocidad de circulación. Construcción de una pantalla acústica perimetral que haga de barrera sónica

para la disminución del nivel de presión acústica. Colocación de silenciadores en las máquinas utilizadas durante la fase de

explotación y en los útiles empleados.

Impacto sobre el suelo

Retirada y acopio de tierra vegetal en las zonas ocupadas de la explotación. Repoblación en las proximidades de la instalación con tierra de cobertura

vegetal y vegetación con especies autóctonas del ecosistema. Relleno / nivelación del terreno con la tierra no fértil de los estratos más

profundos. La gestión de los aceites usados y cualquier otro residuo de carácter

peligroso que se genere en la fase de construcción se instará a lo especificado en la Ley 10/1998.

Impacto sobre la vegetación

Retirada selectiva de la capa de tierra vegetal en las operaciones de excavación y almacenarlas en montículos sin sobrepasar los 2 m de altura, para evitar la pérdida de sus propiedades orgánicas bióticas.

Reutilización de la tierra previamente retirada por excavadoras y acelerar así el proceso de regeneración de la cubierta.

Revegetación de las zanjas de evacuación subterránea mediante aporte de tierra vegetal fertilizada y siembra vegetación herbácea autóctona.

Seguimiento del Plan de Vigilancia Ambiental.

Impacto sobre fauna

Señalización de cables con cintas, bandas o tubos de colores vistosos. Medidas tendentes a disminuir el riesgo de colisión y electrocución. Las

líneas de evacuación irán en lo posible enterradas. Además la parcela irá convenientemente cerrada para no permitir la entrada de dichos animales.

Seguimiento del Plan de Vigilancia Ambiental.

Impacto sobre el paisaje

Los materiales de hormigón de rechazo, embalajes, así como otros residuos generados durante la fase de construcción caracterizados como inertes tendrán como destino un vertedero de residuos inertes que reúna las condiciones necesarias.

Remodelación de la topografía alterada. Medidas protectoras de la vegetación existente. Las tonalidades cromáticas de la construcción deberán estar en

concordancia con el paisaje del entorno y las construcciones típicas de la zona. Los accesos minimizan su impacto evitando al máximo posible el

movimiento de tierras necesario. El diseño de los soportes tendrá en cuenta la minimización del impacto

paisajístico como un factor determinante.

En nuestro caso, la selección de terrenos próximos a infraestructuras y Plantas Fotovoltaicas existentes reducirá considerablemente el impacto ambiental de las nuevas instalaciones respecto a la adopción de espacios aislados, fundamentalmente por los siguientes motivos:

-La ubicación de nuestra Planta Solar en la actualidad cuenta con un huerto solar en explotación anexado a nuestra zona de estudio. Reduciéndose la extensión del impacto global de la actuación proyectada, en comparación con la selección de espacios aislados más naturalizados.

-La contigüidad a la carretera A-338 evitará la necesidad de ejecutar un vial de acceso al centro tecnológico, reduciéndose la extensión del impacto motivada por la ocupación de los terrenos de dicho acceso.

-La contigüidad a la Plataforma Solar existente reducirá los impactos derivados de la implantación de los distintos servicios públicos, tales como abastecimiento, saneamiento, electricidad y telefonía. Esta reducción de impactos también será evaluable durante la fase de explotación del complejo.

-La selección de los terrenos con una topografía prácticamente llana reducirá considerablemente el movimiento de tierras necesario para la urbanización de la zona, permitiendo optimizar el balance de tierras, reducir la emisión de sólidos en suspensión a la atmósfera durante los primeros trabajos de movimiento de tierras y minimizar el impacto visual motivado por los desmontes y terraplenes.

c) Los bienes materiales y el patrimonio cultural.

La zona no se encuentra catalogada bajo ninguna figura de protección, tanto de carácter patrimonial como de carácter medioambiental, por lo que no es necesario realizar ninguna actuación respecto a este tema.

4. Cumplimiento de la normativa vigente.

Se deberá establecer y justificar el cumplimiento de la legislación relativa a:

a) Medio ambiente.

b) Aspectos ambientales contemplados en otras normativas sectoriales y de planeamiento territorial o urbanístico.

5. Programa de seguimiento y control. En este apartado se establece un sistema que garantice el cumplimiento

de las medidas preventivas correctoras, tanto en la fase de construcción como en la de explotación.

La época más adecuada para llevar a cabo las obras son los últimos meses de verano y durante el otoño, por estar fuera de época de cría de numerosas especies y ser la climatología más adecuada para los movimientos de tierras.

Las medidas a seguir en cuanto al cierre y señalización son las siguientes:

Comprobación periódica del estado del cierre y carteles. Anualmente se realizará revisión exhaustiva de los cierres,

sustituyendo los postes que presenten debilidad por pudrición u oxidación.

A partir del quinto año se revisará especialmente la malla de los cierres, sustituyéndose cuando muestre signos de oxidación.

8. ANÁLISIS ECONÓMICO

ALTERNATIVA 1. PLACAS FIJAS

INVERSIÓN CAPÍTULO 1: OBRA CIVIL

TERRENO: Consideramos que el terreno es nuestro, por lo que no tendremos gasto de adquisición del terreno.

CERRAMIENTO PERIMETRAL: Se necesitan 1.325 m de vallado, siendo el precio de vallado de 25€/m. El coste será de 33.125 €.

CAMINO DE MANTENIMIENTO: Necesitamos 3.605 m, y considerando un precio de 50 €/m asciende a un montante total de 180.250 € para todo el contorno de la parcela.

CAMINO DE ACCESO: Requerimos de 200 m de camino adicionales, a un coste de 50€/m, obtenemos un precio total de 10.000 €.

DESBROCE Y LIMPIEZA: Considerando un precio de 0,5€/m2 y una superficie de desbroce de 122.842 m2, el coste total para nuestra parcela será de 61.421 €.

EXCAVACIÓN DE CIMIENTOS PARA LAS ESTRUCTURAS DE PANELES: Cada una tendrá un coste de 1.300 €, y considerando que necesitamos 560 para esta alternativa, obtenemos un coste de 728.000 €.

CASETA DE CONTROL: Una única caseta de 12.000€

GESTIÓN DE RESIDUOS DE LA CONSTRUCCIÓN: 7.920€

COSTE TOTAL OBRA CIVIL: 1.032.716 €

CAPÍTULO 2: INSTALACIONES Y EQUIPOS

INSTALACIÓN DE MÓDULOS FOTOVOLTAICOS:

- Placas: Se han colocado un total de 11.200 módulos fotovoltaicos. Considerando la potencia que suministran se ha estimado un coste unitario de 248,05 € por lo que el coste de las placas asciende a 2.778.160 €

- Inversores: Se ha calculado que necesitamos 35 inversores según el modelo que hemos seleccionado por lo que a un precio de 27.208 € por inversor, el coste asciende a 952.280 €.

- Estructura soporte: Necesitaremos una por cada placa, por lo que serán 11.200 a un precio de 57,50 €, obtenemos un coste total de 644.000 €.

- Otras instalaciones: Incluye cuadro de protección de corriente continua, cuadro de protección de corriente alterna, circuitos, embarrado, etc. Se supone un 10% adicional de las placas inversores y estructuras soporte, por lo que el precio total será de 437.444 €.

- Mano de obra: Representa el 10% del coste de los demás subcapítulos: 481.188,40 €.

INSTALACIONES DE SEGURIDAD Y ALUMBRADO: - Seguridad: 30.000€ - Alumbrado: 25.000€

COSTE TOTAL INSTALACIONES: 5.348.072,40 €

CAPÍTULO 3: LÍNEA DE EVACUACIÓN Y CENTRAL DE TRANSFORMACIÓN

LÍNEA AÉREA-SUBTERRÁNEA: La distancia mínima hasta la red de vertido es de 600 m, a un precio de 18€/m nos sale un coste 10.800 €.

CENTRO DE TRANSFORMACIÓN: El precio total es de 110.000€

CABLEADO: En total 50.000€.

COSTE LÍNEA DE EVACUACIÓN Y C.T: 170.800 €

CAPÍTULO 4: HONORARIOS DE PROYECTO Y DIRECCIÓN DE OBRA

Se recogen los costes debido a los Honorarios del Proyecto y la de la Obra. Se estiman también mediante un porcentaje: un 2% para la Dirección de Obra, y un 2 % para los Honorarios del Proyecto respecto a la suma de los capítulos 2, 3, 4.

COSTE TOTAL DE LA INVERSIÓN:

De esta manera, el coste económico total de la inversión será:

CAPÍTULO PORCENTAJE COSTE OBRA CIVIL 1.032.716,00 € INSTALACIONES Y EQUIPOS 5.348.072,40 € LÍNEA DE EVACUACIÓN Y C.T 170.800,00 € SUBTOTAL 6.551.588,40 € DIRECIÓN DE OBRA 2% 131.031,77 € HONORARIOS DE PROYECTO 2% 131.031,77 € SUBTOTAL HONORARIOS Y D.O. 262.063,54 € TOTAL INVERSIÓN 6.813.651,94 €

INGRESOS POR EXPLOTACIÓN Para el cálculo de los ingresos generados por nuestra planta solar,

multiplicaremos el precio de venta del kWh por la producción estimada en este estudio de viabilidad. Se considerará una producción constante a lo largo de todos los años.

El cálculo de la producción en la alternativa 1 se desarrolla con detalle en apartados anteriores. Nuestra producción estimada de 5.288.237 kWh/año.

Como vimos anteriormente, el precio del kWh será de 17,6 c€. Además, para el análisis de viabilidad que posteriormente realizaremos, el montante total de los ingresos por explotación aumentará año a año según el IPC, que estimamos en el 3%. Por tanto, los ingresos totales por explotación para la primera anualidad serán de:

INGRESOS TOTALES ANUALES POR EXPLOTACIÓN: 930.729,68 €

GASTOS

CAPÍTULO 1: GASTOS DE EXPLOTACIÓN Se consideran los siguientes conceptos:

Conservación y mantenimiento Seguros y tributos industriales

La estimación de estos costes se realiza utilizando el método de los porcentajes según aparece continuación:

Para la conservación y mantenimiento de la obra civil se dedica por regla general un 2% del presupuesto de la obra civil; e igual porcentaje necesitaremos para la conservación y mantenimiento de los equipos y líneas.

Para los seguros y tributos industriales se dedicará el 1% de la inversión total.

Así pues, atendiendo a los porcentajes anteriores, el presupuesto de este apartado es:

CONCEPTO € Conservación y mantenimiento 131.031,77 € Seguros y tributos industriales 68.136,52 € TOTAL 199.168,29 €

CAPÍTULO 2: GASTOS FINANCIEROS El siguiente paso es el estudio de la financiación de la inversión: normalmente

el banco suele llegar a financiar hasta el 80% de la inversión inicial y este será el punto de partida, la financiación por medios propios cubrirá el 20% restante.

Actualmente, este tipo de préstamo se suele hacer en forma de Leasing y así se procederá en este estudio. El leasing consiste en financiar un bien, el cual no pasa a ser propiedad del inversor hasta que no finaliza su amortización. Hoy en día no es sencillo que las entidades bancarias se presten sin reticencias a realizar este tipo de inversiones.

Para las instalaciones de este estudio se ha considerado, un Leasing con Bankinter a 15 años (ver Anexo), hay que tener en cuenta que cuanto mayor número de años más dificultad existe de conseguir financiación.

Suponemos por tanto que dispondremos de un 20% del P.E.M, es decir, que disponemos de 1.362.730,39 € para realizar la inversión; y que necesitaremos financiar mediante un préstamo a esta entidad bancaria la cantidad restante de 5.450.921,55 €.

El préstamo se solicitará a 15 años, con un interés del 5% y con 1 año de carencia en su devolución.

AÑO AMORTIZACIÓN INTERESES CUOTA NETA IVA CUOTA NETA + IVA CAPITAL PENDIENTE1 0,00 € 249.793,83 € 249.793,83 € 52.456,69 € 302.250,52 € 5.450.921,00 €2 275.937,16 € 266.235,80 € 542.172,96 € 113.856,24 € 656.029,20 € 5.174.983,84 €3 290.051,27 € 252.121,69 € 542.172,96 € 113.856,24 € 656.029,20 € 4.884.932,57 €4 304.888,41 € 237.284,55 € 542.172,96 € 113.856,24 € 656.029,20 € 4.580.044,16 €5 320.484,51 € 221.688,45 € 542.172,96 € 113.856,24 € 656.029,20 € 4.259.559,65 €6 336.878,45 € 205.294,51 € 542.172,96 € 113.856,24 € 656.029,20 € 3.922.681,20 €7 354.110,97 € 188.061,99 € 542.172,96 € 113.856,24 € 656.029,20 € 3.568.570,23 €8 372.224,98 € 169.947,98 € 542.172,96 € 113.856,24 € 656.029,20 € 3.196.345,25 €9 391.265,60 € 150.907,36 € 542.172,96 € 113.856,24 € 656.029,20 € 2.805.079,65 €

10 411.280,22 € 130.892,74 € 542.172,96 € 113.856,24 € 656.029,20 € 2.393.799,43 €11 432.318,61 € 109.854,35 € 542.172,96 € 113.856,24 € 656.029,20 € 1.961.480,82 €12 454.433,26 € 87.739,70 € 542.172,96 € 113.856,24 € 656.029,20 € 1.507.047,56 €13 477.679,12 € 64.493,84 € 542.172,96 € 113.856,24 € 656.029,20 € 1.029.368,44 €14 502.114,08 € 40.058,88 € 542.172,96 € 113.856,24 € 656.029,20 € 527.254,36 €15 527.254,36 € 14.918,60 € 542.172,96 € 113.856,24 € 656.029,20 € 0,00 €

AMORTIZACIÓN DE LA INVERSIÓN Mediante este concepto se tiene en cuenta la pérdida de valor de que sufre el

activo con el paso del tiempo y se consigue ir acumulando un fondo mientras duran los bienes, de manera que puedan ser renovados sin aportación de capital extra cuando finalice su vida útil. Para calcular este capital de amortización se divide el gasto inicial entre los varios ejercicios que dura el activo correspondiente a dicho gasto.

Las instalaciones y equipos se amortizarán en 12 años y la obra civil en 25 años.

Amortización instalaciones y equipos: Cuotas de 445.672,70 € durante 12 años.

Amortización obra civil: 41.308,64 € durante 25 años.

EVALUACIÓN ECONÓMICA-FINANCIERA Después de la predicción de los costes de inversión, de operación y

mantenimiento, de financiación y los ingresos, se procede a estudiar la rentabilidad de la inversión mediante los correspondientes indicadores de rentabilidad.

Entre los más apropiados para el análisis de alternativas de inversión se encuentran los que se basan en la consideración del valor del dinero en el tiempo, entre ellos cabe citar el Valor Actual Neto (VAN), la Tasa Interna de Retorno (TIR), ambos conceptos se basan en lo mismo, y es la estimación de los flujos de caja que tenga la empresa. También calcularemos el periodo de recuperación de la inversión (Pay – Back).

1) VAN:

El valor actual neto se refiere a la diferencia entre el valor actual de los flujos de caja netos que produce una inversión y el desembolso inicial requerido para llevarla a cabo. Nos informa acerca del valor absoluto de un proyecto en términos monetarios y en el momento actual.

La fórmula para el cálculo del VAN es la siguiente, donde Inv es la inversión; FNCj es el flujo de caja neto del año j; r la tasa de interés con la que estamos comparando y j el número de años de la inversión:

VAN =FNCj

(1 + r) Inv

CÁLCULO DE GASTOS AÑO 1 AÑO 2 AÑO 3 AÑO 4 AÑO 5 AÑO 6 AÑO 7Leasing 302.250,52 € 656.029,20 € 656.029,20 € 656.029,20 € 656.029,20 € 656.029,20 € 656.029,20 €Conservación 131.031,77 € 131.031,77 € 131.031,77 € 131.031,77 € 131.031,77 € 131.031,77 € 131.031,77 €Seguros y tributos 68.136,52 € 68.136,52 € 68.136,52 € 68.136,52 € 68.136,52 € 68.136,52 € 68.136,52 €Amortización equipos 445.672,70 € 445.672,70 € 445.672,70 € 445.672,70 € 445.672,70 € 445.672,70 € 445.672,70 €Amortización OC 41.308,64 € 41.308,64 € 41.308,64 € 41.308,64 € 41.308,64 € 41.308,64 € 41.308,64 €

TOTAL 988.400,15 € 1.342.178,83 € 1.342.178,83 € 1.342.178,83 € 1.342.178,83 € 1.342.178,83 € 1.342.178,83 €AÑO 8 AÑO 9 AÑO 10 AÑO 11 AÑO 12 AÑO 13 AÑO 14 AÑO 15

656.029,20 € 656.029,20 € 656.029,20 € 656.029,20 € 656.029,20 € 656.029,20 € 656.029,20 € 656.029,20 €131.031,77 € 131.031,77 € 131.031,77 € 131.031,77 € 131.031,77 € 131.031,77 € 131.031,77 € 131.031,77 €68.136,52 € 68.136,52 € 68.136,52 € 68.136,52 € 68.136,52 € 68.136,52 € 68.136,52 € 68.136,52 €

445.672,70 € 445.672,70 € 445.672,70 € 445.672,70 € 445.672,70 €41.308,64 € 41.308,64 € 41.308,64 € 41.308,64 € 41.308,64 € 41.308,64 € 41.308,64 € 41.308,64 €

1.342.178,83 € 1.342.178,83 € 1.342.178,83 € 1.342.178,83 € 1.342.178,83 € 896.506,13 € 896.506,13 € 896.506,13 €AÑO 16 AÑO 17 AÑO 18 AÑO 19 AÑO 20 AÑO 21 AÑO 22 AÑO 23

131.031,77 € 131.031,77 € 131.031,77 € 131.031,77 € 131.031,77 € 131.031,77 € 131.031,77 € 131.031,77 €68.136,52 € 68.136,52 € 68.136,52 € 68.136,52 € 68.136,52 € 68.136,52 € 68.136,52 € 68.136,52 €

41.308,64 € 41.308,64 € 41.308,64 € 41.308,64 € 41.308,64 € 41.308,64 € 41.308,64 € 41.308,64 €240.476,93 € 240.476,93 € 240.476,93 € 240.476,93 € 240.476,93 € 240.476,93 € 240.476,93 € 240.476,93 €

AÑO 24 AÑO 25

131.031,77 € 131.031,77 €68.136,52 € 68.136,52 €

41.308,64 € 41.308,64 €240.476,93 € 240.476,93 €

El flujo neto de caja es un estado financiero en el cual se registran los ingresos y gastos generados en un periodo determinado. Se trata del saldo entre los ingresos y gastos de un periodo determinado.

Para su cálculo partiremos del beneficio bruto. A este le restamos la amortización y los gastos financieros de forma que obtenemos el Resultado Antes de Impuestos. A este resultado ya podemos aplicar el restando referido a los impuestos. La cuota de impuestos será el 35% de este beneficio antes de impuestos.

La tasa de actualización representa la tasa mínima a la que está dispuesta a invertir la empresa sus capitales. En este caso, se va a fijar una r de un 4%.

Calculamos el VAN:

1) Cálculo de gastos:

FLUJOS DE CAJA Inversión AÑO 1 AÑO 2 AÑO 3 AÑO 4 AÑO 5 AÑO 6 AÑO 7Ingresos 930.729,68 € 958.651,57 € 987.411,11 € 1.017.033,45 € 1.047.544,45 € 1.078.970,78 € 1.111.339,91 €Gastos -988.400,15 € -1.342.178,83 € -1.342.178,83 € -1.342.178,83 € -1.342.178,83 € -1.342.178,83 € -1.342.178,83 €Flujos de Caja -57.670,47 € -383.527,26 € -354.767,72 € -325.145,38 € -294.634,38 € -263.208,05 € -230.838,92 €FDC después Imp -57.670,47 € -383.527,26 € -354.767,72 € -325.145,38 € -294.634,38 € -263.208,05 € -230.838,92 €FDC Acumulado -6.813.651,94 € -6.871.322,41 € -7.254.849,67 € -7.609.617,39 € -7.934.762,77 € -8.229.397,15 € -8.492.605,19 € -8.723.444,12 €AÑO 8 AÑO 9 AÑO 10 AÑO 11 AÑO 12 AÑO 13 AÑO 14 AÑO 15

1.144.680,11 € 1.179.020,51 € 1.214.391,12 € 1.250.822,86 € 1.288.347,54 € 1.326.997,97 € 1.366.807,91 € 1.407.812,15 €-1.342.178,83 € -1.342.178,83 € -1.342.178,83 € -1.342.178,83 € -1.342.178,83 € -896.506,13 € -896.506,13 € -896.506,13 €

-197.498,72 € -163.158,32 € -127.787,71 € -91.355,97 € -53.831,29 € 430.491,84 € 470.301,78 € 511.306,02 €-197.498,72 € -163.158,32 € -127.787,71 € -91.355,97 € -53.831,29 € 279.819,70 € 305.696,16 € 332.348,91 €

-8.920.942,84 € -9.084.101,16 € -9.211.888,87 € -9.303.244,84 € -9.357.076,13 € -9.077.256,43 € -8.771.560,28 € -8.439.211,37 €AÑO 16 AÑO 17 AÑO 18 AÑO 19 AÑO 20 AÑO 21 AÑO 22

1.450.046,51 € 1.493.547,91 € 1.538.354,34 € 1.584.504,97 € 1.632.040,12 € 1.681.001,33 € 1.731.431,37 €-240.476,93 € -240.476,93 € -240.476,93 € -240.476,93 € -240.476,93 € -240.476,93 € -240.476,93 €

1.209.569,58 € 1.253.070,98 € 1.297.877,41 € 1.344.028,04 € 1.391.563,19 € 1.440.524,40 € 1.490.954,44 €786.220,23 € 814.496,13 € 843.620,32 € 873.618,23 € 904.516,07 € 936.340,86 € 969.120,38 €

-7.652.991,14 € -6.838.495,01 € -5.994.874,69 € -5.121.256,46 € -4.216.740,39 € -3.280.399,53 € -2.311.279,14 €AÑO 23 AÑO 24 AÑO 25

1.783.374,31 € 1.836.875,54 € 1.891.981,80 €-240.476,93 € -240.476,93 € -240.476,93 €

1.542.897,38 € 1.596.398,61 € 1.651.504,87 €1.002.883,29 € 1.037.659,09 € 1.073.478,17 €

-1.308.395,85 € -270.736,76 € 802.741,41 €

2) Flujos de caja:

VAN: - 4.235.712,90 €

2) TIR:

El TIR representa el tipo de interés compuesto y se percibe durante la vida de la inversión, por la inmovilización del capital invertido, es decir, a qué interés se remunera el capital inmovilizado. Se puede definir el TIR. de una inversión como aquel tipo de interés que anule el flujo de caja inicial.

VAN =FNCj

(1 + TIR) Inv = 0

En nuestro caso, calculando el TIR a 25 años:

TIR: 0%

3) PAY- BACK (Periodo de recuperación de la inversión)

El periodo de recuperación de la inversión es el tiempo en años necesario para recuperar la inversión realizada. Se concreta el año en el que el flujo de caja acumulado es cero (cambia de negativo a positivo).

Se puede considerar el momento en el que el proyecto podría comenzar a arrojar dividendos para los accionistas porque hasta ese momento los beneficios generados han tenido que usarse para pagar pagos comprometidos y gastos operativos. Se estudian los flujos de caja acumulados:

AÑO FDC Netos FDC Acumulados 0 -6.813.651,94 € -6.813.651,94 € 1 -57.670,47 € -6.871.322,41 € 2 -383.527,26 € -7.254.849,67 € 3 -354.767,72 € -7.609.617,39 € 4 -325.145,38 € -7.934.762,77 € 5 -294.634,38 € -8.229.397,15 € 6 -263.208,05 € -8.492.605,19 € 7 -230.838,92 € -8.723.444,12 € 8 -197.498,72 € -8.920.942,84 € 9 -163.158,32 € -9.084.101,16 €

10 -127.787,71 € -9.211.888,87 € 11 -91.355,97 € -9.303.244,84 € 12 -53.831,29 € -9.357.076,13 € 13 279.819,70 € -9.077.256,43 € 14 305.696,16 € -8.771.560,28 € 15 332.348,91 € -8.439.211,37 € 16 786.220,23 € -7.652.991,14 € 17 814.496,13 € -6.838.495,01 € 18 843.620,32 € -5.994.874,69 € 19 873.618,23 € -5.121.256,46 € 20 904.516,07 € -4.216.740,39 € 21 936.340,86 € -3.280.399,53 € 22 969.120,38 € -2.311.279,14 € 23 1.002.883,29 € -1.308.395,85 € 24 1.037.659,09 € -270.736,76 € 25 1.073.478,17 € 802.741,41 €

PAY-BACK: 25 años

Para aceptar una inversión, el VAN deberá ser positivo, lo que significa que la valoración de los flujos netos de caja es superior al desembolso inicial de la misma. En nuestro caso, el VAN a 25 años es negativo, por lo que la inversión se debería rechazar.

Otro de los indicadores como es la TIR, sale un 0%. Por lo tanto, la otra condición que se debería dar para aceptar la inversión tampoco se cumple, ya que la TIR debería ser positiva.

Por otra parte, el Pay-Back o tasa de retorno, se equilibra en 25 años. Sin embargo, la inversión en ningún caso se debería llevar a cabo.

ALTERNATIVA 2. PLACAS MÓVILES

INVERSIÓN CAPÍTULO 1: OBRA CIVIL

Este capítulo será análogo al de la alternativa primera, salvo en el apartado de excavación y cimientos, que en este caso será:

EXCAVACIÓN Y CIMIENTOS: Necesitaremos una losa por cada ramal, lo que supone un total de 116 unidades a un precio de 1.300 €, que suponen un montante de 150.800 €.

COSTE TOTAL OBRA CIVIL: 455.516,00 €

CAPÍTULO 2: INSTALACIONES Y EQUIPOS

INSTALACIÓN DE MÓDULOS FOTOVOLTAICOS:

- Placas: Se han colocado un total de 7.424 módulos fotovoltaicos. Considerando la potencia que suministran se ha estimado un coste unitario de 248,05 € por lo que el coste de las placas asciende a 1.841.523,20 €.

- Seguidores: Se ha calculado que necesitamos 116 seguidores según el modelo que hemos seleccionado por lo que a un precio de 15.000 € por inversor, el coste asciende a 1.740.000 €.

- Otras instalaciones: Incluye cuadro de protección de corriente continua, cuadro de protección de corriente alterna, circuitos, embarrado, etc. Se supone un 10% adicional de las placas inversores y estructuras soporte, por lo que el precio total será de 358.152,32 €.

- Mano de obra: Representa el 10% del coste de los demás subcapítulos: 393.967,55 €.

INSTALACIONES DE SEGURIDAD Y ALUMBRADO: - Seguridad: 30.000€ - Alumbrado: 25.000€

COSTE TOTAL INSTALACIONES: 4.388.643,07 €

CAPÍTULO 3: LÍNEA DE EVACUACIÓN Y CENTRAL DE TRANSFORMACIÓN

En este capítulo el reparto de costes es análogo al correspondiente de la alternativa primera, por lo que:

COSTE LÍNEA DE EVACUACIÓN Y C.T: 170.800 €

CAPÍTULO 4: HONORARIOS DE PROYECTO Y DIRECCIÓN DE OBRA

Se recogen los costes debido a los Honorarios del Proyecto y la de la Obra. Se estiman también mediante un porcentaje: un 2% para la Dirección de Obra, y un 2 % para los Honorarios del Proyecto respecto a la suma de los capítulos 2, 3, 4.

COSTE TOTAL DE LA INVERSIÓN:

De esta manera, el coste económico total de la inversión será:

CAPÍTULO PORCENTAJE COSTE OBRA CIVIL 455.516 € INSTALACIONES Y EQUIPOS 4.388.643,07 € LÍNEA DE EVACUACIÓN Y C.T 170.800,00 € SUBTOTAL 5.014.959,07 € DIRECIÓN DE OBRA 2% 100.299,18 € HONORARIOS DE PROYECTO 2% 100.299,18 € SUBTOTAL HONORARIOS Y D.O. 200.598,36 € TOTAL INVERSIÓN 5.215.557,43 €

INGRESOS POR EXPLOTACIÓN En esta alternativa, la producción estimada de 5.299.200 kWh/año.

Como vimos anteriormente, el precio del kWh será de 17,6 c€. Además, para el análisis de viabilidad que posteriormente realizaremos, el montante total de los ingresos por explotación aumentará año a año según el IPC, que estimamos en el 3%.

INGRESOS TOTALES ANUALES POR EXPLOTACIÓN: 932.659,20 €

GASTOS

CAPÍTULO 1: GASTOS DE EXPLOTACIÓN De igual manera que lo expuesto para la primera alternativa, tenemos los

siguientes gastos:

CONCEPTO € Conservación y mantenimiento 100.299,18 € Seguros y tributos industriales 52.155,57 € TOTAL 152.454,76 €

AÑO AMORTIZACIÓN INTERESES CUOTA NETA IVA CUOTA NETA + IVACAPITAL PENDIENTE1 0,00 € 249.793,83 € 191.206,40 € 40.153,30 € 231.359,70 € 4.172.444,00 €2 211.217,13 € 203.792,79 € 415.009,92 € 87.152,04 € 502.161,96 € 3.961.226,87 €3 168.021,63 € 246.988,29 € 415.009,92 € 87.152,04 € 502.161,96 € 3.793.205,24 €4 287.378,82 € 127.631,10 € 415.009,92 € 87.152,04 € 502.161,96 € 3.505.826,42 €5 245.316,97 € 169.692,95 € 415.009,92 € 87.152,04 € 502.161,96 € 3.260.509,45 €6 257.865,80 € 157.144,12 € 415.009,92 € 87.152,04 € 502.161,96 € 3.002.643,65 €7 271.056,54 € 143.953,38 € 415.009,92 € 87.152,04 € 502.161,96 € 2.731.587,11 €8 284.922,04 € 130.087,88 € 415.009,92 € 87.152,04 € 502.161,96 € 2.446.665,07 €9 299.496,82 € 115.513,10 € 415.009,92 € 87.152,04 € 502.161,96 € 2.147.168,25 €

10 314.817,12 € 100.192,80 € 415.009,92 € 87.152,04 € 502.161,96 € 1.832.351,13 €11 330.921,12 € 84.088,80 € 415.009,92 € 87.152,04 € 502.161,96 € 1.501.430,01 €12 347.848,91 € 67.161,01 € 415.009,92 € 87.152,04 € 502.161,96 € 1.153.581,10 €13 365.642,61 € 49.367,31 € 415.009,92 € 87.152,04 € 502.161,96 € 787.938,49 €14 384.346,52 € 30.663,40 € 415.009,92 € 87.152,04 € 502.161,96 € 403.591,97 €15 403.591,97 € 11.417,95 € 415.009,92 € 87.152,04 € 502.161,96 € 0,00 €

CAPÍTULO 2: GASTOS FINANCIEROS En las mismas condiciones que la alternativa anterior, suponemos que

disponemos del 20% de la inversión necesaria, y vamos a pedir un préstamo por el 80% del resto del montante. En este caso el préstamo será de 4.172.445,95 € que se financiará de igual manera que en el caso anteriormente expuesto.

De forma detallada:

85

ESTUDIO DE VIABILIDAD DE UNA PLANTA SOLAR Curso 2013/2014

CÁLCULO DE GASTOS AÑO 1 AÑO 2 AÑO 3 AÑO 4 AÑO 5 AÑO 6 AÑO 7Leasing 231.359,70 € 502.161,96 € 502.161,96 € 502.161,96 € 502.161,96 € 502.161,96 € 502.161,96 €Conservación 131.031,77 € 131.031,77 € 131.031,77 € 131.031,77 € 131.031,77 € 131.031,77 € 131.031,77 €Seguros y tributos 68.136,52 € 68.136,52 € 68.136,52 € 68.136,52 € 68.136,52 € 68.136,52 € 68.136,52 €Amortización equipos 445.672,70 € 445.672,70 € 445.672,70 € 445.672,70 € 445.672,70 € 445.672,70 € 445.672,70 €Amortización OC 41.308,64 € 41.308,64 € 41.308,64 € 41.308,64 € 41.308,64 € 41.308,64 € 41.308,64 €SUMA 917.509,33 € 1.188.311,59 € 1.188.311,59 € 1.188.311,59 € 1.188.311,59 € 1.188.311,59 € 1.188.311,59 €AÑO 8 AÑO 9 AÑO 10 AÑO 11 AÑO 12 AÑO 13 AÑO 14

502.161,96 € 502.161,96 € 502.161,96 € 502.161,96 € 502.161,96 € 502.161,96 € 502.161,96 €131.031,77 € 131.031,77 € 131.031,77 € 131.031,77 € 131.031,77 € 131.031,77 € 131.031,77 €

68.136,52 € 68.136,52 € 68.136,52 € 68.136,52 € 68.136,52 € 68.136,52 € 68.136,52 €445.672,70 € 445.672,70 € 445.672,70 € 445.672,70 € 445.672,70 €

41.308,64 € 41.308,64 € 41.308,64 € 41.308,64 € 41.308,64 € 41.308,64 € 41.308,64 €1.188.311,59 € 1.188.311,59 € 1.188.311,59 € 1.188.311,59 € 1.188.311,59 € 742.638,89 € 742.638,89 €

AÑO 24 AÑO 25

131.031,77 € 131.031,77 €68.136,52 € 68.136,52 €

41.308,64 € 41.308,64 €240.476,93 € 240.476,93 €

AMORTIZACIÓN DE LA INVERSIÓN Mediante este concepto se tiene en cuenta la pérdida de valor de que sufre el

activo con el paso del tiempo y se consigue ir acumulando un fondo mientras duran los bienes, de manera que puedan ser renovados sin aportación de capital extra cuando finalice su vida útil. Para calcular este capital de amortización se divide el gasto inicial entre los varios ejercicios que dura el activo correspondiente a dicho gasto.

Las instalaciones y equipos se amortizarán en 12 años y la obra civil en 25 años.

Amortización instalaciones y equipos: Cuotas de 365.720,26 € durante 12 años.

Amortización obra civil: 18.220,64 € durante 25 años.

EVALUACIÓN ECONÓMICA-FINANCIERA Analizaremos los mismo índices financieros que en el caso anterior, de esta

manera tenemos que:

1) VAN: 1) Cálculo de gastos:

AÑO 15 AÑO 16 AÑO 17 AÑO 18 AÑO 19 AÑO 20 AÑO 21 AÑO 22 AÑO 23502.161,96 €131.031,77 € 131.031,77 € 131.031,77 € 131.031,77 € 131.031,77 € 131.031,77 € 131.031,77 € 131.031,77 € 131.031,77 €

68.136,52 € 68.136,52 € 68.136,52 € 68.136,52 € 68.136,52 € 68.136,52 € 68.136,52 € 68.136,52 € 68.136,52 €

41.308,64 € 41.308,64 € 41.308,64 € 41.308,64 € 41.308,64 € 41.308,64 € 41.308,64 € 41.308,64 € 41.308,64 €742.638,89 € 240.476,93 € 240.476,93 € 240.476,93 € 240.476,93 € 240.476,93 € 240.476,93 € 240.476,93 € 240.476,93 €

86

ESTUDIO DE VIABILIDAD DE UNA PLANTA SOLAR Curso 2013/2014

FLUJOS DE CAJA Inversión AÑO 1 AÑO 2 AÑO 3 AÑO 4 AÑO 5 AÑO 6Ingresos 932.659,20 € 960.638,98 € 989.458,15 € 1.019.141,89 € 1.049.716,15 € 1.081.207,63 €Gastos -917.509,33 € -1.188.311,59 € -1.188.311,59 € -1.188.311,59 € -1.188.311,59 € -1.188.311,59 €Flujos de Caja 15.149,87 € -227.672,61 € -198.853,44 € -169.169,70 € -138.595,44 € -107.103,96 €FDC después Imp 9.847,42 € -227.672,61 € -198.853,44 € -169.169,70 € -138.595,44 € -107.103,96 €FDC Acumulado -5.215.557,43 € -5.205.710,02 € -5.433.382,63 € -5.632.236,08 € -5.801.405,78 € -5.940.001,22 € -6.047.105,18 €AÑO 7 AÑO 8 AÑO 9 AÑO 10 AÑO 11 AÑO 12 AÑO 13 AÑO 14

1.113.643,86 € 1.147.053,18 € 1.181.464,77 € 1.216.908,71 € 1.253.415,98 € 1.291.018,45 € 1.329.749,01 € 1.369.641,48 €-1.188.311,59 € -1.188.311,59 € -1.188.311,59 € -1.188.311,59 € -1.188.311,59 € -1.188.311,59 € -742.638,89 € -742.638,89 €

-74.667,73 € -41.258,41 € -6.846,82 € 28.597,12 € 65.104,39 € 102.706,86 € 587.110,12 € 627.002,59 €-74.667,73 € -41.258,41 € -6.846,82 € 18.588,13 € 42.317,85 € 66.759,46 € 381.621,58 € 407.551,68 €

-6.121.772,91 € -6.163.031,33 € -6.169.878,15 € -6.151.290,02 € -6.108.972,16 € -6.042.212,70 € -5.660.591,13 € -5.253.039,44 €AÑO 15 AÑO 16 AÑO 17 AÑO 18 AÑO 19 AÑO 20 AÑO 21 AÑO 22

1.410.730,72 € 1.453.052,64 € 1.496.644,22 € 1.541.543,55 € 1.587.789,86 € 1.635.423,55 € 1.684.486,26 € 1.735.020,85 €-742.638,89 € -240.476,93 € -240.476,93 € -240.476,93 € -240.476,93 € -240.476,93 € -240.476,93 € -240.476,93 €668.091,83 € 1.212.575,71 € 1.256.167,29 € 1.301.066,62 € 1.347.312,93 € 1.394.946,62 € 1.444.009,33 € 1.494.543,92 €434.259,69 € 788.174,21 € 816.508,74 € 845.693,30 € 875.753,40 € 906.715,30 € 938.606,06 € 971.453,55 €

-4.818.779,75 € -4.030.605,54 € -3.214.096,80 € -2.368.403,49 € -1.492.650,09 € -585.934,79 € 352.671,28 € 1.324.124,82 €AÑO 23 AÑO 24 AÑO 25

1.787.071,47 € 1.840.683,62 € 1.895.904,13 €-240.476,93 € -240.476,93 € -240.476,93 €

1.546.594,54 € 1.600.206,69 € 1.655.427,20 €1.005.286,45 € 1.040.134,35 € 1.076.027,68 €2.329.411,28 € 3.369.545,62 € 4.445.573,30 €

2) Flujos de caja:

VAN: - 1.114.800,82 €

3) TIR:

El TIR representa el tipo de interés compuesto y se percibe durante la vida de la inversión, por la inmovilización del capital invertido, es decir, a qué interés se remunera el capital inmovilizado. Se puede definir el TIR. de una inversión como aquel tipo de interés que anule el flujo de caja inicial.

VAN =FNCj

(1 + TIR) Inv = 0

87

ESTUDIO DE VIABILIDAD DE UNA PLANTA SOLAR Curso 2013/2014

AÑO FDC Netos FDC Acumulados0 -5.215.557,43 € -5.215.557,43 €1 9.847,42 € -5.205.710,02 €2 -227.672,61 € -5.433.382,63 €3 -198.853,44 € -5.632.236,08 €4 -169.169,70 € -5.801.405,78 €5 -138.595,44 € -5.940.001,22 €6 -107.103,96 € -6.047.105,18 €7 -74.667,73 € -6.121.772,91 €8 -41.258,41 € -6.163.031,33 €9 -6.846,82 € -6.169.878,15 €

10 18.588,13 € -6.151.290,02 €11 42.317,85 € -6.108.972,16 €12 66.759,46 € -6.042.212,70 €13 381.621,58 € -5.660.591,13 €14 407.551,68 € -5.253.039,44 €15 434.259,69 € -4.818.779,75 €16 788.174,21 € -4.030.605,54 €17 816.508,74 € -3.214.096,80 €18 845.693,30 € -2.368.403,49 €19 875.753,40 € -1.492.650,09 €20 906.715,30 € -585.934,79 €21 938.606,06 € 352.671,28 €22 971.453,55 € 1.324.124,82 €23 1.005.286,45 € 2.329.411,28 €24 1.040.134,35 € 3.369.545,62 €25 1.076.027,68 € 4.445.573,30 €

En nuestro caso, calculando el TIR a 25 años:

TIR: 3%

4) PAY- BACK (Periodo de recuperación de la inversión)

En este caso será:

PAY-BACK: 21 años

En este caso, vemos que el VAN nos sale negativo, pero con un valor más cercano a cero que en el caso anterior. La TIR nos sale positiva y de valor 3%, y el Pay-Back es de 21 años.

Por tanto, en caso de elegir una alternativa elegiríamos ésta. Sin embargo, al ser el VAN negativo deberíamos de rechazar por tanto ambas alternativas y no llevar a cabo la construcción de una planta solar.

88

ESTUDIO DE VIABILIDAD DE UNA PLANTA SOLAR Curso 2013/2014

89

ESTUDIO DE VIABILIDAD DE UNA PLANTA SOLAR Curso 2013/2014

8. Conclusiones

Como hemos podido observar, el llevar a cabo una planta solar fotovoltaica a día de hoy no es una empresa rentable económicamente. A pesar de ser una de las formas de obtener energía eléctrica más respetuosa con el medio ambiente, como hemos podido observar en el análisis ambiental que hemos realizado; la rentabilidad de la construcción de una planta de este tipo supera los 25 años de horizonte, por lo que no la podemos aceptar.

Uno de los puntos débiles de la construcción de este tipo de plantas solares es la legislación, ya que cambia cada año y con cada gobierno a merced de los intereses de las grandes compañías eléctricas, el ministerio de turno y las estrictas órdenes europeas.

Este panorama hace que no sea sencilla la planificación para una planta solar fotovoltaica, ya que al requerirse una inversión de varios millones de euros, el desconocer a ciencia cierta cuál va a ser la remuneración obtenida por kWh o las subvenciones de las que vamos a disponer, hace que sea imposible saber qué beneficios vamos a obtener o en qué años los obtendremos. Porque, a pesar de que estas dos alternativas a día de hoy no resulten rentables, recordemos que hace pocos años el precio para el kWh triplicaba el actual y por tanto invertir en una planta solar de este tipo era uno de los proyectos más rentables que existía.

Tenemos claro que uno de los principales hándicaps de la construcción de una planta solar es la gran extensión que se necesita para llegar a obtener una cantidad de kWh que hagan rentable la inversión, lo que se deriva de la poca eficiencia que tienen actualmente las placas fotovoltaicas. Es posible que en unos años existan placas mucho más eficientes que las que existan actualmente, por lo que quizá entonces sean rentables.

En definitiva, una vez realizado el proyecto de nuestra planta solar, podemos afirmar que a día de hoy no es una inversión rentable en términos monetarios, aunque sí lo sea en términos de sostenibilidad y respeto al medio ambiente en comparación con las formas tradicionales de obtención de energía eléctrica.

90

ESTUDIO DE VIABILIDAD DE UNA PLANTA SOLAR Curso 2013/2014

9. Bibliografía SIGPAC (Sistema de Información Geográfica de Parcelas Agrícolas)

http://sigpac.mapa.es/fega/visor/

http://www.juntadeandalucia.es/medioambiente/site/rediam/

http://noticias.juridicas.com/

Plan Especial de Ordenación de la Vega de Granada

IDAE (Instituto para la Diversificación y Ahorro de Energía). Pliego de Condiciones Técnicas de Instalaciones Conectadas a Red. Instalaciones de Energía Solar Fotovoltaica. Julio 2011

http://www.ingeteam.com/

http://www.grupoclavijo.net/es/renovables/

http://es.alfasolar.biz/

http://unef.es/

http://www.boe.es/buscar/doc.php?id=BOE-A-2008-15595

http://www.minetur.gob.es/energia/electricidad/RegimenEspecial/Paginas/Index.aspx

http://www.teknosolar.com/fotovoltaica-aislada/estructuras.html

Elaboración de planos en AutoCAD y ArcGIS