Potencial Minihidráulico en Andalucía · Una vez definida la potencia de los equipos que se...

Potencial Minihidráulico en Andalucía

Estudio de Potencial y Viabilidad para la Recuperación de Centrales Minihidráulicas en Andalucía

Dirección Técnica:

Agencia Andaluza de la Energía Consejería de Economía, Innovación y Ciencia

Redacción: Francisco Javier González Gómez y Araceli Torres Ramos (Agencia Andaluza de la Energía) Irradia Energía

Documentación disponible en internet:

www.agenciaandaluzadelaenergia.es

Agencia Andaluza de la Energía:

Consejería de Economía, Innovación y Ciencia Junta de Andalucía C/ Isaac Newton, nº6 - 41092 Isla de la Cartuja. Sevilla Tlf. 954 78 63 35 Fax. 954 38 63 50 www.agenciaandaluzadelaenergía.es

Estudio de Potencial y Viabilidad para la Recuperación de Centrales Minihidráulicas en Andalucía

Presentación 6

Introducción 7 1.1 Antecedentes 8 1.2 La energía minihidraúlica 10 1.3 Diseño de un aprovechamiento hidráulico 11 1.4 Criterios aplicados a la selección de aprovechamientos 12 1.5 Metodología del estudio 14

Descripción general de laminihidráulica en Andalucía 17 2.1 Introducción 18 2.2 Evolución histórica 19 2.3 Potencial hidrológico en Andalucía Situación actual y futura 20

Resultados provinciales del estudio de potencial en Andalucía 23 3.1 Provincia de Almería 25 3.1.1 Resultados del estudio 25 3.1.2 Resultados para el accionista 28 3.2 Provincia de Cádiz 30 3.2.1 Resultados del estudio 30 3.2.2 Resultados para el accionista 34 3.3 Provincia de Córdoba 36 3.3.1 Resultados del estudio 36 3.3.2 Resultados para el accionista 39 3.4 Provincia de Granada 41 3.4.1 Resultados del estudio 41 3.4.2 Resultados para el accionista 45

Índice

4 Agencia Andaluza de la Energía

3.5 Provincia de Huelva 47 3.5.1 Resultados del estudio 47 3.5.2 Resultados para el accionista 50 3.6 Provincia de Jaén 52 3.6.1 Resultados del estudio 52 3.6.2 Resultados para el accionista 56 3.7 Provincia de Málaga 58 3.7.1 Resultados del estudio 58 3.7.2 Resultados para el accionista 62 3.8 Provincia de Sevilla 64 3.8.1 Resultados del estudio 64 3.8.2 Resultados para el accionista 67

Resumen de Andalucía 69 4.1 Contenido del estudio 70 4.1.1 Resultados del estudio 70 4.1.2 Resultados para el accionista 71

Consideración final 77


Desde el año 2007, Andalucía cuenta con el Plan Andaluz de Sostenibilidad Energética 2007-2013 (PASENER). Este documento se concibe como el instrumento planificador de las políticas sectoriales en materia de infraestructuras energéticas, fomento de las energías renovables, y actuaciones en el ámbito de ahorro, eficiencia y diversificación energética que se desarrollen en Andalucía.

La Consejería de Economía, Innovación y Ciencia, consciente de la importancia que para el cumplimiento de los objetivos energéticos marcados en su planificación ener-gética tiene el análisis del potencial de las diferentes tecnologías renovables que se pueden implantar en Andalucía, elabora periódicamente diversos documentos para identificar dichos recursos en el territorio.

En energía hidroeléctrica se considera de especial interés el desarrollo de centrales minihidráulicas (potencia instalada inferior o igual a 10 megavatios), ya que presentan una serie de ventajas altamente significativas: es una energía renovable que no con-sume agua, no produce calor ni emisiones contaminantes, permite una generación distribuída, y sobre todo, es una fuente energética autóctona del territorio, donde ori-gina puestos de trabajo en su construcción, mantenimiento y explotación. En energía hidroeléctrica, el PASENER establece un objetivo de potencia instalada para el año 2013, de 148 megavatios en Régimen Especial.

Andalucía, aunque no cuenta con un elevado recurso hidroeléctrico, sí que dispone de un interesante potencial que debe ser aprovechado en la mayor medida posible. Por ello es necesario desplegar una estrategia de desarrollo basada en el aprove-chamiento hidroeléctrico de las infraestructuras existentes en nuestra comunidad, la utilización de caudales en cauces altos, la rehabilitación de antiguas centrales aban-donadas, y la explotación de las actuales infraestructuras de abastecimiento de agua.

Por todo esto, la Agencia Andaluza de la Energía ha realizado un estudio de potencial hidroeléctrico que refleja el potencial técnico-económico aprovechable que hay en Andalucía para implementar actuaciones que permitan desarrollar la energía minihi-dráulica, considerando tanto la nueva construcción de centrales, como la rehabilita-ción de aquellas actualmente en desuso o abandonadas.

La publicación de este estudio de potencial hidroeléctrico, tiene como objeto dar un paso más en el impulso de la energía minihidráulica. Está concebida como una guía útil para la identificación de los emplazamientos con mayor potencial, y por ello espe-ramos que aporte información y conocimientos para posibles promotores e inversores de proyectos, para que de esta forma se aproveche al máximo el potencial de esta tecnología renovable en Andalucía.

Francisco Bas JiménezDirector General

Agencia Andaluza de la Energía

Presentación

7

Introducción


“No hay vida sin agua. El agua es un tesoro indispensable para toda actividad humana.”(Carta del Agua del Consejo de Europa, 1968)

“El agua es un recurso natural escaso, indispensable para la vida y para el ejercicio de la inmensa mayoría de las actividades económicas; es irreemplazable, no ampliable por la mera voluntad del hombre, irregular en su forma de presentarse en el tiempo y en el espacio, fácilmente vulnerable y susceptible de usos sucesivos.”(Ley de Aguas, 1985)

Actualmente, la generación energética a nivel mundial se basa en la utilización de combustibles fósiles, como el carbón mineral, el gas o el petróleo. Hoy día, numerosas voces se alzan en contra de este modelo energético, basado en la explotación de unos recursos finitos y locales, que provocan efectos muy perjudiciales para el medio ambiente, comprometiendo el desarrollo de las generaciones venideras.

Esto ha motivado que en las últimas décadas se hayan firmado numerosos acuerdos políticos internacionales destinados a alcanzar un modelo de desarrollo energético sostenible. Entre ellos, destacan la Cumbre de Naciones Unidas celebrada en Río de Janeiro (1992) y la posterior en Johannesburgo (2002), así como la hasta hoy más importante celebrada en Kyoto en 1997, por la cual los países firmantes aceptaron la obligación de reducir las emisiones de gases de efecto invernadero, consideradas las principales causantes del cambio climático.

La fuerza hidráulica ha sido tradicionalmente explotada para una gran variedad de usos productivos, desde el agroalimentario (en la molienda de granos y aceitunas), al textil (batanes). Sin embargo, no es hasta principios del siglo XX cuando en España se comienza a aprovechar la energía hidráulica para la generación de electricidad. En la actualidad, se puede afirmar que la energía hidroeléctrica en España ha llegado a su madurez tecnológica y prácticamente ha alcanzado su máximo potencial de desarrollo.

Los aprovechamientos hidroeléctricos de pequeño tamaño representan, a diferencia de las grandes infraestructuras hidroeléctricas, una forma de generación distribuida que permite producir la energía cerca del consumidor final.

1.1 Antecedentes

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En Andalucía, el aprovechamiento de este recurso energético no ha presentado un desarrollo tan importante como el resto de fuentes de energías. Esto es debido a que el clima seco de la región hace que la demanda de agua para abastecimiento de la población, regadíos y usos agrarios, sea prioritaria frente a su aplicación para fines energéticos. La mayor parte del potencial hidroeléctrico existente proviene de las posibilidades de rehabilitación y renovación de instalaciones por lo general muy antiguas, y del aprovechamiento de presas aún sin explotar desde el punto de vista energético.

En este contexto de promoción de recursos autóctonos y de diversificación energética, se han enmarcado los programas de apoyo y actuaciones para la recuperación y puesta en marcha de mini-centrales hidroeléctricas desarrolladas por la Agencia Andaluza de la Energía, así como la realización y actualización de inventarios, que han hecho posible conocer el potencial hidráulico de generación eléctrica de la Comunidad Autónoma de Andalucía en sus diferentes provincias. Para la definición de este potencial se contrató al Departamento de Ingeniería Eléctrica de la Universidad de Jaén.

Introducción


1.2 La energía minihidráulica

Las centrales hidroeléctricas permiten transformar la energía cinética y potencial de una corriente de agua en energía eléctrica. El movimiento del agua provoca el giro de las turbinas hidráulicas, y éstas a su vez, hacen girar a los generadores que producen la electricidad.

Se denomina central minihidráulica a aquellas centrales hidroeléctricas cuya potencia instalada sea menor o igual a 10 MW.

La energía minihidráulica es un tipo de energía que presenta una serie de ventajas sobre las energías convencionales e incluso sobre otras energías renovables:

Es una energía renovable con gran disponibilidad, ya que se trata de un recurso inagotable siempre que el ciclo del agua perdure.

No consume agua, a diferencia de otras energías (no hay que emplear sistemas de refrigeración o calderas que consumen agua y energía).

Es autóctona, evitando de esta forma importaciones del exterior.

Supone un sistema de generación eléctrica muy eficiente y una disminución de las perdidas del transporte con una producción de electricidad de muy buena calidad.

Permite una generación distribuida, basada en las fuentes energéticas locales, diversificando así los recursos e incrementando la autosuficiencia de una región. Un grupo de generadores pequeños interconectados pueden ofrecer un servicio fiable ya que la probabilidad de fallo global es muy baja.

Requiere realizar inversiones normalmente en zonas rurales, favoreciendo el desarrollo de las áreas locales.

Genera puestos de trabajo en su construcción, mantenimiento y explotación con existencia de tecnología de equipos totalmente nacional.

Permite realizar actividades de recreo (remo, baño, etc.).

Desde el punto de vista ambiental no genera calor ni emisiones contaminantes.

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Un aprovechamiento hidroeléctrico se caracteriza fundamentalmente por la potencia total instalable, y ésta, viene condicionada por la altura del salto existente y el caudal aprovechable, que permiten calcular la potencia máxima de los equipos a emplazar, es decir, la de la turbina y la del generador.

Es de especial importancia, por tanto, determinar con precisión la altura máxima del salto y el caudal, para hacer de forma correcta el diseño de las instalaciones y el dimensionado de los equipos.

La expresión que nos proporciona la potencia instalada es la siguiente:

P = Potencia en kWQ = Caudal de equipamiento en m3/sgHn= Salto neto existente en m. n= Factor de eficiencia de la central, que es el resultado de multiplicar los rendimientos de cada uno de los diferentes equipos que intervienen en la generación de energía. ( turbina* alternador* multip).

Una vez conocida la potencia es posible calcular la producción media de energía de la central hidroeléctrica como el producto de la potencia en cada momento por las horas de funcionamiento.

De forma precisa, y estimando un 5% anual de horas aproximadas de parada de la central por mantenimiento, la producción energética podría calcularse según la siguiente expresión:

E (kWh)= 9,81*Q* Hn* n*T *

T = nº de horas de funcionamiento (con Hn y Q fijos).

= Pérdidas de energía debidas al mantenimiento y reparación de la central.

1.3 Diseño de un aprovechamiento hidráulico

P= 9,81*Q*Hn* n

Diseño de un aprovechamiento hidráulico


1.4 Criterios aplicados a la selección de aprovechamientos

Una vez definida la potencia de los equipos que se instalarán en la central y la energía total que generará la misma, se procede a la realización de un estudio técnico económico en base al cual se definen una serie de parámetros que ayudarán a determinar la viabilidad económica financiera de la misma, entre los que se destacan:

1.4.1 Índice de potencia (IP)

Se define como la relación entre la inversión total y la potencia instalada:

IP (€/kW) = Inversión total/ Potencia

Según los datos del Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE), el valor medio para una minicentral hidráulica debe oscilar entre 1.500 y 2.000 €/kW. Sin embargo, este valor corresponde a centrales de potencia mayor a la considerada. En centrales con potencias instaladas pequeñas, este índice aumenta cuando disminuye la potencia total de la central. Esto es debido a que el coste de los equipos y las obras necesarias no disminuyen en la misma proporción que lo hace la potencia total instalada.

1.4.2 Índice de energía (IE)

Es la relación entre la inversión realizada y la energía producida (utilizando la energía media producida):

IE (€/kWh) = Inversión Total/ Energía total año

El IDAE recomienda un IE comprendido entre 0,4 y 0,7 €/kWh. Este índice de aumenta al disminuir la potencia instalada.

1.4.3 Horas equivalentes (HE)

Es la relación entre la energía media anual producida y la potencia nominal:

HE (h) = Energía producida/Potencia nominal

Se considera que las minicentrales de agua fluyente deben tener un número de horas equivalentes superior a 3.100 para garantizar su rentabilidad.

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1.4.4 Período de retorno de la inversión. Pay-back (PB)

PB (años) = Inversión Total /(Ingresos-Gastos) anuales

Se pueden considerar como rentables, de forma aproximada, aquellos aprovecha-mientos cuyos valores están comprendidos entre 8 y 12 años. El cálculo del Pay-back se realizará en el apartado siguiente.

Los parámetros que se han escogido como base del estudio económico financiero, son los siguientes:

Tasa de Inflación 3,5 %

Tasa incremento energía anual 3,5 %

Para la tasa de incremento de energía se ha tenido en cuenta el Real Decreto 661/2007, que indica que la retribución para centrales minihidráulicas será de:

• IPC -25 puntos básicos (hasta 31-12-2012) • IPC -50 puntos básicos (después 31-12-2012)

Criterios Aplicados para la Selección


El objetivo principal del presente estudio ha sido la realización de un inventario de los aprovechamientos hidroeléctricos existentes en Andalucía que actualmente están en desuso o que son susceptibles de aprovechar al ser emplazamientos potencialmente viables para la construcción de una minicentral.

De manera esquemática, la metodología empleada puede resumirse a través de las dos fases de actuación que marcan el desarrollo del trabajo:

Fase 1: Análisis de potencial

- Recopilación y análisis de la información existente.- Selección de las minicentrales a analizar.- Localización y visita “in situ” de las diversas centrales.- Emisión de informe de campo. Se realiza un Informe de Campo para cada

una de las centrales visitadas (datos generales, cartografía, hidrología, obra civil, etc.).

- Resumen de resultados obtenidos. Análisis de las posibilidades de recupe-ración a realizar en la segunda fase del estudio.

Fase 2: Estudio de viabilidad

- Determinación del caudal de diseño.- Determinación de la potencia. - Energía producida.- Situación actual de las instalaciones. - Actuaciones necesarias de rehabilitación o de nueva construcción.- Estudio de costes.- Análisis de rentabilidad. - Análisis de sensibilidad.

En base a esta segunda fase, se elabora un Informe Final de las minicentrales localizadas y que potencialmente son viables de recuperar o construir.

Los procesos de decisión para aprobar una inversión en las empresas son complicados e influyen multitud de factores. Uno de los elementos fundamentales para la aprobación será la tasa interna de retorno (TIR) de la operación.

La tasa interna de retorno (TIR) tiene dos procedimientos de cálculo, un primer nivel, conocido como TIR de proyecto, se calcula teniendo en cuenta única y exclusivamente

1.5 Metodología del estudio

15

los ingresos y gastos que origina el proyecto, sin atender a la forma de financiación del mismo. Es decir, se calcula como si toda la inversión fuera financiada con fondos propios de los accionistas, sin ningún tipo de pasivos ajenos.

Una segunda forma de cálculo, sería el que corresponde a la TIR del accionista.

Ésta se calcula partiendo de los mismos ingresos y gastos que la TIR de proyecto, pero aplicando una estructura financiera, es decir, la inversión inicial se reduce gracias al importe obtenido en la financiación, al tiempo que se obtiene un beneficio fiscal del aumento de los gastos deducibles derivados de los intereses de la deuda.

Metodología del estudio

Descripción general de laminihidráulica en Andalucía


2.1 Introducción El relieve de Andalucía se caracteriza por presentar grandes contrastes físicos a lo largo de todo su territorio, destacando elevadas cordilleras y sierras, como es el caso de Sierra Nevada y amplias llanuras o depresiones.

Desde un punto de vista hidrológico, Andalucía se divide en dos grandes vertientes, la cuenca del Guadalquivir o vertiente atlántica y la vertiente mediterránea.

La primera de ellas es un gran complejo hidrológico que encauza hacia el Océano Atlántico las dos terceras partes de las aguas andaluzas procedentes de distintos puntos del territorio, como pueden ser las Sierras de Cazorla y Segura, las Cordilleras Béticas y el borde meridional de la Meseta. Dentro de la vertiente atlántica se incluyen los ríos que nacen en la cara Norte del Sistema Penibético, los cuales suelen presentar largos recorridos al desembocar mayoritariamente en el Guadalquivir.

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Descripción general de la minihidráulica en Andalucía

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La segunda de ellas, la vertiente mediterránea, se diferencia de la primera por su heterogeneidad al estar compuesta por varias cuencas hidrológicas pequeñas e independientes, entre las que destacan, de oeste a este, el Guadiaro, el Guadalhorce, el Guadalfeo, el río Andarax y el río Almanzora. La vertiente mediterránea contiene los ríos que nacen en la cara sur del Sistema Penibético, que al estar tan cerca de la costa presentan recorridos mucho más cortos.

Con objeto de obtener una mejor planificación y gestión del agua, la red hidrológica andaluza se divide en cuencas hidrográficas, las cuales, según la ley de Aguas, se definen como el territorio drenado por un único sistema de drenaje natural, es decir, un territorio en el que las aguas fluyen al mar a través de cauces secundarios que convergen en un cauce principal único. Se pueden diferenciar entre cuencas exorreicas o endorreicas en función de si éstas vierten sus aguas al mar o a un lago interior.

A su vez, existen otras unidades superiores de gestión que se denominan Distritos o Demarcaciones Hidrográficas, las cuales están compuestas por una o varias cuencas hidrográficas vecinas así como las aguas de transición, subterráneas y costeras asociadas a dichas cuencas. De esta forma, y según el Plan Director de Riberas de Andalucía, de la Consejería de Medio Ambiente, a partir del 1 de enero 2009, Andalucía gestiona los recursos hídricos en cuatro distritos hidrográficos: el D.H. Guadalete-Barbate, el D.H. Tinto-Odiel-Piedras (en los que se ha escindido la anterior Cuenca Atlántica Andaluza) el D.H. Mediterráneo y el D.H. Guadalquivir. Sólo quedan al margen las cuencas del Guadiana y del Segura, denominadas intercomunitarias al exceder del ámbito territorial de la comunidad autónoma.

2.2 Evolución histórica Las singulares características hidrográficas y topográficas de las cuencas incluidas en el ámbito de la Comunidad Autónoma Andaluza, con un régimen de precipitaciones desigual en el espacio y en el tiempo, confieren actualmente a este territorio un potencial de aprovechamiento hidroeléctrico basado en la recuperación de instalaciones antiguas o abandonadas así como el aprovechamiento de aquellas infraestructuras hidráulicas existentes y que originalmente fueron concebidas para otros usos, como por ejemplo los embalses destinados al riego.

El aprovechamiento del recurso hídrico condujo a una industria rural de localización fundamentalmente interior, que buscaba su acomodo en lugares en los que las corrientes, por su caudal y pendiente, incorporaban un mayor potencial energético. No obstante, el estiaje de los ríos, la falta de soluciones constructivas para el aprovechamiento de grandes cantidades de agua y la irregularidad de las precipitaciones, restringieron desde el principio el desarrollo de esta tecnología.



La industrialización trajo consigo una profunda transformación en la base energética de la actividad económica. Este proceso de modernización condujo al consumo de combustibles fósiles como fuente de energía primaria (carbón).

El posterior encarecimiento del carbón y la promoción de las obras de regulación hidráulica originó la búsqueda de alternativas renovables, y en concreto, el auge de la industria hidroeléctrica. Pero esta industria se vio paralizada por el bajo precio del petróleo, que favoreció la construcción de centrales térmicas de generación eléctrica, y el cierre de numerosas minicentrales hidroeléctricas cuyos costes de explotación resultaban excesivos.

Finalmente, con la crisis del petróleo iniciada en los años 70 y con la incipiente preocupación general por el cambio climático, vuelven a resurgir las pequeñas centrales, comienzan a rehabilitarse aquellas que se encontraban paradas y a automatizarse otras centrales en funcionamiento, lo cual, aun hoy día, constituye la base principal del desarrollo futuro de esta tecnología en nuestra comunidad.

2.3 Potencial hidrológico en Andalucía Situación actual y futura

En la Comunidad Autónoma Andaluza, de acuerdo con las prioridades de uso dispuestas en el art. 58 de la Ley de Aguas, la demanda para riego y abastecimiento es preponderante frente a otros usos del agua, como por ejemplo el hidroeléctrico. Por ello, para lograr el desarrollo de esta energía se realizarán actuaciones encaminadas al uso de las grandes infraestructuras hidráulicas en proyecto o a las aún no aprovechadas energéticamente y a la explotación de los cauces más altos, en zonas de escaso o nulo recurso agrícola.

En el año 2004, la energía obtenida a nivel nacional a través de centrales de potencia inferior a los 10 MW sufrió un incremento con la puesta en marcha de 45,1 MW nuevos. Aunque esta tecnología crece cada año, lo hace a un ritmo inferior al necesario para alcanzar los objetivos del Plan de Energías Renovables 2.005-2.010 (PER).

En la Comunidad Autónoma de Andalucía existían a finales de 2008, 86 centrales hidroeléctricas, con una potencia total de 1.164,29 MW, repartidos de la siguiente forma:

- 46 centrales adscritas al régimen ordinario: 464,23 MW- 37 centrales adscritas al régimen especial: 129,86 MW- 2 centrales de bombeo: 570,00 MW- 1 central en modo “isla” 0,20 MW TOTAL: 1.164,29 MW

21

A nivel provincial, la distribución de estas centrales es la siguiente:

Fuente: Red Eléctrica de España y Agencia Andaluza de la Energía.

Estas instalaciones abarcan un amplio abanico de tecnologías y tamaños, desde los pequeños saltos fluyentes con potencias inferiores al megavatio, a las grandes centrales de bombeo de gran potencia.

Si nos atenemos únicamente a las centrales minihidráulicas, la potencia instalada en Andalucía asciende a casi 213 MW, aunque sólo 99,42 MW están incluidos en el régimen especial, ya que por antigüedad el resto no pudo acogerse a los beneficios de esta modalidad.

La distribución provincial de las centrales minihidráulicas en Andalucía se indica a continuación:

Fuente: Red Eléctrica de España y Agencia Andaluza de la Energía.

Provincia Nº

Instalaciones Potencia instalada

(MW)

Almería 2 8,22

Cádiz 2 10,07

Córdoba 12 71,63

Granada 23 91,34

Huelva 3 13,10

Jaén 23 210,05

Málaga 12 486,59

Sevilla 9 273,29

Andalucía 86 1.164,29

Provincia Nº

Instalaciones Potencia instalada

(MW)

Almería 2 8,22

Cádiz 2 10,07

Córdoba 10 41,21

Granada 18 44,90

Huelva 3 13,10

Jaén 16 52,49

Málaga 8 25,43

Sevilla 6 17,29

Andalucía 65 212,71



Teniendo en cuenta todo tipo de aprovechamientos hidroeléctricos, Andalucía ocupa el cuarto puesto a nivel nacional en cuanto a potencia instalada, tan sólo por detrás de Castilla y León, Cataluña y Galicia.

El Plan Andaluz de Sostenibilidad Energética 2007-2013 (PASENER), instrumento planificador de las políticas sectoriales en materia de infraestructuras energéticas, fomento de las energías renovables, y actuaciones en el ámbito de ahorro, eficiencia y diversificación energética que se desarrollen en Andalucía, establece como objetivos relativos a la energía hidráulica, los siguientes:

- Hidráulica Régimen Especial: 148 MW de potencia instalada para 2013.- Hidráulica Régimen Ordinario: 476 MW de potencia instalada para 2013.

Cádiz

Almer

ía

Grana

da

Huelva

Jaén

Sevilla

Cádiz

Almer

ía

Córdo

ba

Grana

da

Huelva

Jaén

Sevilla

Mála

gaM

álaga

Po

tenc

ia (M

W)

Número de centrales minihidráulicas instaladas. Año 2008

Potencial minihidráulica instalada. Año 2008

Córdo

ba

20

15

10

5

0

60

50

40

30

20

10

0

Resultados provinciales del estudio de potencial en Andalucía


Es importante mencionar el alto grado de potencial de aprovechamiento hidroeléctrico mediante centrales minihidráulicas, tanto de nueva construcción como de aquellas en desuso o abandonadas.

Para el caso de la rehabilitación de centrales antiguas, la inversión a realizar es menor que la necesaria para acometer nuevas obras y el impacto ambiental asociado es mínimo. Con su restauración, además, se ayuda a la recuperación del patrimonio industrial y cultural con fines didácticos y turísticos.

De las acciones en cada una de las etapas del estudio, se derivan los siguientes resultados provinciales.


25


3.1 Provincia de Almería

3.1.1 Resultados del estudio

En la provincia de Almería se han localizado veintiuna posibles centrales minihidráulicas. Tras las primeras visitas, se descartaron catorce de ellas al encontrarse totalmente desaparecidas. De las siete restantes se realizó el correspondiente informe de campo con sus características actuales, aunque finalmente, se desestimaron tres por su práctica inviabilidad técnica.

Las cuatro seleccionadas tomando como criterio la obtención de una TIR positiva para el proyecto, fueron objeto de un estudio más detallado (Informe Final).

Almería Número Potencia (kW) Potencia (% kW)

Centrales estudiadas con posibilidad de recuperación

4 1.060,0 67

Centrales estudiadas con muy escasa posibilidad de recuperación

3 175,0 11*

Centrales sin posibilidad de recuperación 14 345,3 22*

Total 21 1.580,3 100

* La potencia de estas centrales, son las que aparecen en los censos de concesión originarios.



Centrales según capacidad de recuperación (en número)

Centrales según capacidad de recuperación (Potencia en kW)

4

14 3

345,3 kW

175 kW

1.060 kW

PAG. 22

4

14 3

345,3 kW

175 kW

1.060 kW

PAG. 22

Resto

Centrales con TIR > 8% y Pay Back > 12 años

Centrales con TIR > 8% y Pay Back < 12 años

Centrales sin posibilidad de recuperación



Resto






27

En la siguiente tabla se relacionan los parámetros de mayor interés que se han utilizado y que son resultado del estudio técnico-económico realizado para las cuatro centrales seleccionadas.

Nº Ref. Nombre Central PoblaciónSalto Neto

(m)

Q Equipamiento

(m3/s)

Tipo de Central

a Instalar

Equipamiento a Instalar

Potencia Nominal

Instalable (kW)

AL-1 Ohanes Ohanes 150,92 0,30 Agua fluyenteTurbina Pelton -

Generador asíncrono390

AL-2 Eléctrica Laujarreña Laujar 35,28 0,29 Agua fluyenteTurbina Pelton -


AL-3 Bayarque Bayarque 117,60 0,31 Agua fluyenteTurbina Pelton -


AL-4Sagrado Corazón de

JesúsSerón 78,40 0,38 Agua fluyente

Turbina Pelton - Generador asíncrono

260

TOTAL 1.060

Resultados del Proyecto

Resultados del Accionista

Nº Ref.Energía

Generada (MWh)

Horas Equivalentes

Inversión Incial (€)

Índice Potencia (€/kW)

Índice Energía (€/kWh)

TIR (%) (DI)*

Pay Back (años)

TIR (%) (DI)*Pay Back

(años)

AL-1 2.681,30 6.875,12 477.322,29 1.223,90 0,18 37,74 2,66 84,16 0,40

AL-2 516,40 5.737,72 285.972,17 3.177,47 0,55 14,83 7,58 29,57 3,40

AL-3 934,81 2.921,29 559.308,13 1.747,84 0,60 13,60 7,59 24,04 4,98

AL-4 786,14 3.023,60 559.698,05 2.152,68 0,71 10,75 9,47 18,97 7,73

TOTAL 4.918,65

continúa

continuación



3.1.2 Resultados para el accionista

A continuación y trabajando con las cuatro centrales seleccionadas de las cuales se ha realizado Informe Final, se clasifican según presenten mayores valores de TIR y menor de Pay-Back de cara al inversor, considerando un 0% de incentivos para la recuperación de las mismas.

Nº Ref.Nombre Central

Potencia Nominal Instalable (kW)

Energía Generada (MWh)

CO2 Evitado (tCO2/año)

Inversión Inicial (€)

TIR de Proyecto (%) (DI*)

Pay Back Accionista

(Años)

AL-1 Ohanes 390 2.681,30 978,67 477.322,29 37,74 0,40

AL-2Eléctrica

Laujarreña90 516,40 188,49 285.972,17 14,83 3,40

AL-3 Bayarque 320 934,81 341,21 559.308,13 13,60 4,98

AL-4Sagrado Corazón

de Jesús260 786,14 286,94 559.698,05 10,75 7,73

TOTAL 1.060 4.918,65 1.795,31

* Valores de TIR obtenidos Después de Impuestos.

Por último, se toma un criterio de selección algo más restrictivo que el anterior, consistente en estudiar aquellas centrales que presenten una TIR de Proyecto superior al 8% y un Pay-Back para el Inversor menor de 12 años, obteniendo una sola clasificación que se presenta en la siguiente tabla en la que los cuatro proyectos seleccionados se estiman “a priori” como viables económicamente.

Almería Número Potencia (kW) Potencia (%)


4 1.060 100


0 0 0

Resto 0 0 0

Total 4 1.060 100

29

Potencia según rentabilidad para el inversor (kW)


Resto






1.060 kW

PAG. 24


3.2 Provincia de Cádiz


En la provincia de Cádiz se han identificado diecisiete localizaciones de centrales minihidráulicas. Una vez visitadas, se descartaron tres (Molino de Pedro Ortiz, Sociedad Industrial y Agrícola Guadiaro y Molino de los Laureles), totalmente desaparecidas.

De las catorce restantes se realizaron los correspondientes Informes de Campo, dando como resultado la desestimación de cuatro más por su inviabilidad técnica “a priori”. Éstas son San Eduardo, Salto del Cobre, Embalse de Almodóvar y Embalse de Arcos.

Finalmente, se elaboran los Informes Finales de diez emplazamientos tomando como criterio la obtención de una TIR positiva para el proyecto, de las cuales siete serían centrales que aprovecharían parte de las infraestructuras ya construidas en la propia presa (Centrales a Pie de Presa), y el resto serían Centrales de Tipo Fluyente.

31

Gráficamente, los resultados son:

Cádiz Número Potencia (kW) Potencia (%)


10 5.580 96


4 180 3*

Centrales sin posibilidad de recuperación 3 65 1*

Total 17 5.825 100

*La potencia de estas centrales, son las que aparecen en los censos de concesión originarios.




Resto






Resto






PAG. 26

10

3

4

65 kW180 kW

5.580 kW

PAG. 26

10

3

4

65 kW180 kW

5.580 kW



(m)

Q Equipamiento

(m3/s)

Tipo de Central

a Instalar


Potencia Nominal

Instalable (kW)

CA-1 Embalse GuadalcacínArcos de la

Frontera79,0 3,45 Pie de presa

Turbina Francis - Generador síncrono

2.130

CA-2Embalse Charco

RedondoLos Barrios 53,0 1,42 Pie de presa

Turbina Francis - Generador síncrono

590

CA-3Embalse

GuadarranqueCastellar de la Frontera

53,6 1,15 Pie de presaTurbina Francis -


CA-4 Arcos-TablellinaArcos de la

Frontera25,0 5,13 Pie de presa

Turbina Francis - Generador asíncrono

1.000

CA-5 Embalse BarbateBenalup-

Casas Viejas20,0 2,00 Pie de presa


330

CA-6 Hidrobosque EL Bosque 64,5 0,35 Agua fluyenteTurbina Pelton -


CA-7 El IndianoPuerto

Serrano8,0 0,96 Agua fluyente

Turbina SemiKaplan - Generador asíncrono

60

CA-8 Embalse ZaharaZahara de la

Sierra60,0 1,00 Pie de presa


470

CA-9 Embalse CelemínBenalup-

Casas Viejas25,0 1,56 Pie de presa


310

CA-10 Electra VillariezoVejer de la Frontera

8,0 0,96 Agua fluyenteTurbina Pelton -


TOTAL 5.580

continúa

33

En la siguiente tabla se relacionan los parámetros de mayor interés que se han utilizado y que son resultado del estudio técnico-económico realizado para las diez centrales seleccionadas:



Nº Ref.Energía

Generada (MWh)

Horas Equivalentes




TIR (%) (DI)*

Pay Back (años)

TIR (%) (DI)*

Pay Back (años)

CA-1 7.418,43 3.482 982.103 461 0,13 36,96 2,85 118,6 0,87

CA-2 2.422,00 4.105 522.405 885 0,22 23,11 4,61 60,8 1,73

CA-3 2.283,30 4.659 493.799 1.007 0,22 23,05 4,62 60,55 1,73

CA-4 2.827,05 2.827 1.167.874 1.167 0,41 15,60 6,74 31,95 3,45

CA-5 1.163,07 3.524 496.968 1.505 0,43 10,83 9,17 16,58 7,50

CA-6 440,00 2.444 344.896 1.916 0,78 7,43 12,24 8,01 16,55

CA-7 301,06 5.017 237.710 3.961 0,79 7,32 12,36 7,86 16,63

CA-8 588,52 1.252 407.016 865 0,69 6,31 13,54 5,2 18,81

CA-9 738,67 2.382 420.953 1.357 0,57 6,21 13,63 5,03 18,83

CA-10 87,43 4.371 105.334 5.266 1,20 2,87 20,18 0 29,45

TOTAL 18.269,53

continuación




De las diez centrales seleccionadas, se han estudiado los resultados según los valores mayores de TIR y menor Pay-Back de cara al inversor, siempre considerando un 0% de incentivos al mismo.

Posteriormente, teniendo como criterio de prioridad una TIR de proyecto superior al 8% y un Pay-Back para el inversor de hasta doce años, cinco proyectos se estimarían “a priori” como viables económicamente, los cuales se representan en negrita en la siguiente gráfica.







Pay Back Accionista

(Años)

CA-1Embalse

Guadalcacín2.130 7.418,43 2.707,73 982.103 36,96 0,87

CA-2Embalse

Charco Redondo590 2.422,00 884,03 522.405 23,11 1,73

CA-3Embalse

Guadarranque490 2.283,30 833,40 493.799 23,05 1,73

CA-4 Arcos-Tablellina 1.000 2.827,05 1.031,87 1.167.874 15,6 3,45

CA-5 Embalse Barbate 330 1.163,07 424,52 496.968 10,83 7,50

CA-6 Hidrobosque 180 440,00 160,60 344.896 7,43 16,55

CA-7 El Indiano 60 301,06 109,89 237.710 7,32 16,63

CA-8 Embalse Zahara 470 588,52 214,81 407.016 6,31 18,81

CA-9 Embalse Celemín 310 738,67 269,61 420.953 6,21 18,83

CA-10 Electra Villariezo 20 87,43 31,91 105.334 2,87 29,45

TOTAL 5.580 18.269,53 6.668,38


35

En las siguientes gráficas se representa la rentabilidad para el accionista de las centrales minihidráulicas ubicadas en la provincia de Cádiz:

Cádiz Número Potencia (kW) Potencia (%)


5 4.540 81


0 0 0

Resto 5 1.040 19

Total 10 5.580 100


PAG. 29

4.540 kW

1.040 kW


Resto







3.3 Provincia de Córdoba


En Córdoba se visitaron veintidós localizaciones de centrales minihidráulicas. En doce de ellas, no se redactaron Informes de Campo por estar totalmente desaparecidas, y por otra parte, de las diez restantes, siete se desestimaron por su práctica inviabilidad técnica. Únicamente tres fueron objeto de estudio detallado (Informe Final) y seleccionadas tomando como criterio la obtención de una TIR positiva para el proyecto. Éstas son de tipo Agua Fluyente.


Córdoba Número Potencia (kW) Potencia (% kW)


3 1.430 41


7 1.533 44*


Total 22 3.488 100


37



PAG. 30

3

127

1.533 kW

1.430 kW

525 kW

PAG. 30

3

127

1.533 kW

1.430 kW

525 kW

PAG. 30

3

127

1.533 kW

1.430 kW

525 kW


Resto






Resto







En la siguiente tabla se relacionan los parámetros de mayor interés que se han utilizado y que son resultado del estudio técnico-económico realizado para las tres centrales seleccionadas:



(m)

Q Equipamiento

(m3/s)

Tipo de Central

a Instalar


Potencia Nominal

Instalable (kW)

CO-1 Salto Casillas Córdoba 2,94 39,56 Agua fluyenteTurbina Kaplan -

Generador asíncrono1.010

CO-2La Alianza-

San CristóbalPuente Genil 2,87 15,22 Agua fluyente

Turbina Kaplan - Generador asíncrono

380

CO-3 El Cerrajón Zamoranos 10,67 0,43 Agua fluyenteTurbina Francis -


TOTAL 1.430



Nº Ref.Energía

Generada (MWh)

Horas Equivalentes




TIR (%) (DI)*

Pay Back (años)


(años)

CO-1 5.507,88 5.453,35 730.229,18 723,00 0,13 45,50 1,29 97,94 0,02

CO-2 1.797,50 4.730,27 511.076,75 1.344,94 0,28 26,94 3,67 61,77 0,61

CO-3 215,50 5.387,59 145.720,65 3.643,02 0,68 11,53 8,56 17,91 6,25

TOTAL 7.520,88

continúa

continuación

39


A continuación y trabajando con las tres centrales seleccionadas, se analizan los resultados según los valores mayores de TIR y menor Pay-Back de cara al inversor y siempre considerando un 0% de incentivos al mismo.







Pay Back Accionista

(Años)

CO-1 Salto Casillas 1.010 5.507,88 2.010,38 730.229,18 45,50 0,02

CO-2La Alianza-San

Cristóbal380 1.797,50 656,09 511.076,75 26,94 0,61

CO-3 El Cerrajón 40 215,50 78,66 145.720,65 11,53 6,25

TOTAL 1.430 7.520,88 2.745,12


Teniendo como criterio de prioridad una TIR de proyecto superior al 8% y un Pay-Back para el inversor de hasta doce años, se obtiene una sola clasificación en la que los tres proyectos se consideran, “a priori”, viables económicamente.

Córdoba Número Potencia (kW) Potencia (%)


3 1.430 100


0 0 0

Resto 0 0 0

Total 3 1.430 100




Resto






PAG. 32

1.430 kW

41

3.4 Provincia de Granada


La provincia de Granada es una de las provincias andaluzas que, debido a su accidentada orografía y al caudal que transportan sus ríos en primavera como consecuencia del deshielo, presentan más potencial de recuperación de centrales abandonadas.

Se han localizado setenta enclaves de centrales minihidráulicas, y una vez visitadas, se descartaron trece por diversos motivos (desaparecidas, desviación de cauce fluvial, inundadas por presas, etc.). De las cincuenta y siete restantes, se emitieron los correspondientes Informes de Campo.

En base a este sondeo se desestiman treinta y cuatro por su inviabilidad técnica “a priori” y se elaboran los Informes Finales de veintitrés, tomando como criterio, al igual que con las demás provincias, la obtención de una TIR positiva para el proyecto.

Cuatro de las centrales seleccionadas (Rules, Cubilla, Colomera y Francisco Abellán) son de nueva ubicación, es decir, se evalúa la posibilidad de dotar a estos embalses de una central minihidráulica a Pie de Presa, dado que en la actualidad este aprovechamiento es inexistente. Las diecinueve restantes son de tipo “Agua Fluyente”.




Granada Número Potencia (kW) Potencia (% kW)


23 9.860 58


34 4.130 25*

Centrales sin posibilidad de recuperación 13 2.912 17*

Total 70 16.902 100




PAG. 34

23

13

34

4.130 kW

2.912 kW

9.860 kW

PAG. 34

23

13

34

4.130 kW

2.912 kW

9.860 kW Resto






Resto






43


(m)

Q Equipamiento

(m3/s)

Tipo de Central

a Instalar


Potencia Nominal

Instalable (kW)

GR-1 Embalse Rules Motril 75,00 4,00 Pie de presaTurbina Francis -

Generador síncrono4.680

GR-2 Partidor de Cañizares Motril 47,50 1,18 Agua fluyenteTurbina Francis -


GR-3 SabinarJeréz del

Marquesado208,59 0,36 Agua fluyente


590

GR-4 Cubillas Albolote 13,80 1,88 Pie de presaTurbina Semi Kaplan - Generador asíncrono

200

GR-5 Alhorí IJeréz del



360

GR-6 La Original Castril 14,14 3,27 Agua fluyenteTurbina Kaplan -


GR-7 Canal Natalio ZuritaJeréz del



270

GR-8 Alcázar SuperiorJeréz del



340

GR-9 Embalse Colomera Colomera 27,44 1,35 Pie de presaTurbina Francis -


GR-10 Pinos Puente Pinos Puente 16,70 1,50 Agua fluyenteTurbina Francis -


GR-11 San JoséRio Frío (Loja)

11,27 1,34 Agua fluyenteTurbina Francis -


GR-12 Alhorí IIJeréz del



240

GR-13 Guajar Fondón Gujar Fondón 50,96 0,59 Agua fluyenteTurbina Francis -


GR-14 Alcázar InferiorJeréz del



180

GR-15 Moclín Moclín 71,30 0,88 Agua fluyenteTurbina Francis -


GR-16 Cristo de la fe La Peza 29,40 1,20 Agua fluyenteTurbina Pelton - G

enerador asíncrono250

GR-17 Vélez de BenaudallaVélez de

Benaudalla35,28 0,29 Agua fluyente


80

GR-18 Francisco Abellán La Peza 22,54 0,74 Pie de presaTurbina Francis -


GR-19 NechiteNechite (Valor)

149,94 0,09 Agua fluyenteTurbina Pelton -


GR-20 DudaDuda-

Huéscar9,80 0,23 Agua fluyente

Turbina Semi Kaplan - Generador asíncrono

20

GR-21 Guajar Alto Guajar Alto 39,20 0,35 Agua fluyenteTurbina Pelton -


GR-22 Potril IAlhama de Granada



GR-23Ntra. Señora de

GraciaEl Turro 27,44 0,23 Agua fluyente


60

TOTAL 9.860

continúa



En las siguientes tablas se relacionan los parámetros de mayor interés que se han utilizado, con los correspondientes datos verificados para las veintitrés centrales seleccionadas:



Nº Ref.Energía

Generada (MWh)

Horas Equivalentes




TIR (%) (DI)*

Pay Back (años)


(años)

GR-1 19.292,76 4.131 3.308.896 708,54 0,17 27,34 3,89 71,28 3,48

GR-2 3.482,00 7.740 857.089 1.904,00 0,25 21,42 4,99 48,80 4,68

GR-3 2.748,69 4.658,80 872.920,83 1.479,53 0,32 16,46 6,43 31,34 6,42

GR-4 664,00 3.322 225.345 1.126,73 0,34 13,53 7,67 21,93 8,07

GR-5 2.091,66 5.810 803.806 2.232,80 0,38 13,31 7,79 23,25 8,81

GR-6 1.671,95 4.644,31 606.070 1.902,39 0,41 12,33 8,31 18,66 9,03

GR-7 1.159,63 4.294,91 510.976,34 1.892,50 0,44 11,25 8,95 15,84 10,02

GR-8 1.314,68 3.866,72 635.320,10 1.868,59 0,48 9,91 9,88 12,36 11,48

GR-9 664,58 2.291 397.554 1.370 0,59 9,88 9,88 12,87 11,61

GR-10 757,00 3.485 436.809 2.184 0,58 9,55 10,18 11,93 11,98

GR-11 677,30 5.210 387.587 3.230 0,57 9,54 10,19 11,93 12,01

GR-12 1.127,79 4.699 675.628,00 2.815 0,60 9,07 10,58 11,11 12,59

GR-13 725,06 3.021 374.340,00 1.559,14 0,52 8,92 10,69 10,52 12,7

GR-14 829,20 4.606,70 457.270,60 2.540,39 0,55 7,92 11,65 8,08 14,11

GR-15 1.467,70 2.995 849.737,00 1.734,16 0,58 7,17 12,47 7,44 15,29

GR-16 785,32 3.141 554.800,58 2.219 0,71 6,96 12,76 7,33 15,81

GR-17 233,33 2.917 235.649,00 2.946 1,01 5,63 15,21 5,23 18,63

GR-18 330,42 2.542 309.779,00 2.382 0,94 5,29 14,53 4,62 19,37

GR-19 400,63 3.642 326.816,56 2.971 0,82 5,17 15,04 4,37 19,5

GR-20 142,80 7.139 180.940,00 9.038 1,27 3,58 18,46 2,94 24,62

GR-21 303,56 3.035 289.942,00 2.899 0,96 3,36 18,94 NEG 25,23

GR-22 250,48 2.505 260.808,00 2.608 1,04 3,2 19,31 NEG 25,74

GR-23 405,54 6.759 414.840,00 6.914 1,02 2,38 21,69 NEG 29,17

TOTAL 41.526,08

continuación

45


A continuación y trabajando con las veintitrés centrales seleccionadas, se analizan los resultados de cara al inversor según los valores mayores de TIR y menores de Pay-Back.







Pay Back Accionista

(Años)

GR-1 Embalse Rules 4.680 19.292,76 7.041,86 3.308.896 27,34 3,48

GR-2 P. de Cañizares 450 3.482,00 1.270,93 857.089 21,42 4,68

GR-3 Sabinar 590 2.748,69 1.003,27 872.920,83 16,46 6,42

GR-4 Cubillas 200 664,00 242,36 225.345 13,53 8,07

GR-5 Alhorí I 360 2.091,66 763,46 803.806 13,31 8,81

GR-6 La Original 360 1.671,95 610,26 606.070 12,33 9,03

GR-7 C. Natalio Zurita 270 1.159,63 423,26 510.976,34 11,25 10,02

GR-8 Alcázar Superior 340 1.314,68 479,86 635.320,10 9,91 11,48

GR-9 E. Colomera 290 664,58 242,57 397.554 9,88 11,61

GR-10 Pinos Puente 200 757,00 276,31 436.809 9,55 11,98

GR-11 San José 120 677,30 247,21 387.587 9,54 12,01

GR-12 Alhorí II 240 1.127,79 411,64 675.628 9,07 12,59

GR-13 Guajar Fondón 240 725,06 264,65 374.340 8,92 12,70

GR-14 Alcázar Inferior 180 829,20 302,66 457.270,60 7,92 14,11

GR-15 Moclín 490 1.467,65 535,69 849.737 7,17 15,29

GR-16 Cristo de la fe 250 785,32 286,64 554.801 6,96 15,81

GR-17 V. de Benaudalla 80 233,33 85,17 235.649 5,63 18,63

GR-18 F. Abellán 130 330,42 120,60 309.779 5,29 19,37

GR-19 Nechite 110 400,63 146,23 326.817 5,17 19,5

GR-20 Duda 20 142,80 52,12 180.940 3,58 24,62

GR-21 Guajar Alto 100 303,56 110,80 289.942 3,36 25,23

GR-22 Potril I 100 250,48 91,43 260.808 3,20 25,74

GR-23 N. S. de Gracia 60 405,54 148,02 414.840 2,38 29,17

TOTAL 9.860 41.526,03 15.157




Teniendo como criterio de prioridad una TIR de proyecto superior al 8% y un Pay-Back para el inversor de hasta doce años, se obtiene una primera clasificación en la que destacan como más rentables diez proyectos, a los que se suman tres más al presentar una TIR muy cercana a 12 años.

Granada Número Potencia (kW) Potencia (%)


10 7.740 78,50


3 600 6,09

Resto 10 1.520 15,42

Total 23 9.860 100

Fuente: Elaboración Propia.


PAG.38

600 kW1.520 kW

7.740 kW Resto






47

3.5 Provincia de Huelva


En la provincia de Huelva se han identificado únicamente ocho localizaciones de centrales minihidráulicas. Una vez visitadas, se realizaron los correspondientes Informes de Campo, (datos generales, cartografía, hidrología, obra civil, etc.).

En una primera fase, se descartó la posibilidad de construcción de tres minicentrales a pie de presa (Beas, Corumbel y Los Machos), todas con un volumen de embalse reducido, teniendo en cuenta además que, en el caso de Corumbel, se está construyendo en un tramo superior del cauce, el embalse Corunjoso para aprovechamiento hidroeléctrico. En las cinco restantes se determina su viabilidad, tomando como criterio económico la obtención de una TIR positiva para el proyecto.

Cuatro de las cinco seleccionadas, serían centrales que aprovecharían parte de las infraestructuras ya construidas en la propia presa para las tomas de agua, por lo que se trataría de centrales hidroeléctricas a Pie de Presa.

La única central de tipo fluyente en la provincia de Huelva es Santa Teresa La Nava, siendo el grado de conservación de sus instalaciones bastante alto.




Huelva Número Potencia (kW) Potencia (% kW)


5 2.240 100

Centrales sin posibilidad de recuperación 3 0 0

Total 8 2.240 100



PAG.39

Centrales únicamente visitadas, sin posibilidad de recuperación


3

5

2.240 kWCentrales únicamente visitadas, sin posibilidad de recuperación


PAG.39

Centrales únicamente visitadas, sin posibilidad de recuperación


3

5

2.240 kWCentrales únicamente visitadas, sin posibilidad de recuperación


49

En la siguiente tabla se relacionan los parámetros de mayor interés que se han utilizado, con los correspondientes datos verificados para las cinco centrales seleccionadas:


(m)

Q Equipamiento

(m3/s)

Tipo de Central

a Instalar


Potencia Nominal

Instalable (kW)

HU-1 Embalse del AndévaloLa Puebla

de Guzmán36,26 2,00 Pie de presa


630

HU-2 Embalse del Piedras Cartaya 16,60 3,39 Pie de presaTurbina Francis -


HU-3 Santa Teresa La Nava La Nava 56,05 1,03 Agua fluyenteTurbina Francis -


HU-4 Embalse El Sancho Gibraleón 31,04 0,42 Pie de presaTurbina Francis -


HU-5 Embalse del Jarama Nerva 34,30 1,67 Pie de presaTurbina Francis -


TOTAL 2.240



Nº Ref.Energía

Generada (MWh)

Horas Equivalentes




TIR (%) (DI)*

Pay Back (años)


(años)

HU-1 4.705,39 7.469 530.604,36 842 0,11 44,19 1,5 96,02 0,04

HU-2 3.274,84 6.683 476.987,21 973,44 0,15 37,48 2,72 83,97 0,42

HU-3 3.660,82 7.321,64 695.730,05 1.391,46 0,19 36,14 2,01 81,1 0,52

HU-4 839,17 6.993 295.526,81 2.462,72 0,35 18,68 5,66 40,87 2,16

HU-5 903,69 1.807 454.831,63 910 0,50 12,82 8,21 21,20 5,07

TOTAL 13.383,91

continúa

continuación





A continuación y trabajando con las cinco centrales seleccionadas, se analizan los resultados según los valores mayores de TIR y menor Pay-Back de cara al inversor y siempre considerando un 0% de incentivos al mismo.







Pay Back Accionista

(Años)

HU-1Embalse del

Andévalo630 4.705,39 1.717,47 530.604,36 44,19 0,04

HU-2Embalse del

Piedras490 3.274,84 1.195,32 476.987,21 37,48 0,42

HU-3Santa Teresa

La Nava500 3.660,82 1.336,20 695.730,05 36,14 0,52

HU-4Embalse

El Sancho120 839,17 306,30 295.526,81 18,68 2,16

HU-5Embalse del

Jarama500 903,69 329,85 454.831,63 12,82 5,07

TOTAL 2.240 13.383,91 4.885,13


Teniendo como criterio de prioridad una TIR de proyecto superior al 8% y un Pay-Back para el inversor de hasta doce años, se obtiene una sola clasificación en las que los cinco proyectos serían “a priori”, viables económicamente.

Huelva Número Potencia (kW) Potencia (%)


5 2.240 100


0 0 0

Resto 0 0 0

Total 5 2.240 100

51


PAG.41

2.240 kW


Resto







3.6 Provincia de Jaén


Los estudios para la provincia de Jaén fueron realizados con anterioridad a los acometidos por la Agencia Andaluza de la Energía, por la Agencia de Gestión Energética (AGENER) de la Diputación Provincial de Jaén, en colaboración con el Departamento de Ingeniería Eléctrica de la Universidad de Jaén. Es por ello, que no se han barajado los mismos parámetros de estudio que para el resto de las provincias. Concretamente, no se dispone de los resultados financieros TIR, VAN y Pay-Back relativo a los proyectos, aunque si se cuenta con los mismos para el accionista, por lo que el análisis de rentabilidad se hará valorando únicamente el Pay-Back para este último.

En esta provincia se han localizado sesenta y cinco enclaves de centrales minihidráulicas.

Una vez visitadas todas, se descartaron veinticinco por diversos motivos (desaparecidas, desviación de cauce fluvial, etc.), y de las cuarenta restantes, se emitieron los correspondientes Informes de Campo.

En base a este sondeo se desestiman veintiuna centrales por su práctica inviabilidad técnica y se elaboran los informes finales de diecinueve, las cuales son de tipo “Agua Fluyente”.

53


Jaén Número Potencia (kW) Potencia (% kW)


19 5.117 38


21 2.044 15*

Centrales sin posibilidad de recuperación 25 6.492 47*

Total 65 13.653 100




PAG.43

21

1925

2.044 kW

5.117 kW6.492 kW

PAG.43

21

1925

2.044 kW

5.117 kW6.492 kW


Resto






Resto







En la siguiente tabla se relacionan los parámetros de mayor interés que se han utilizado, con los correspondientes datos verificados para las diecinueve centrales seleccionadas:

Nº Ref. Nombre Central Población

Salto Neto (m)

Q Equipamiento

(m3/s)

Tipo de Central

a Instalar


Potencia Nominal

Instalable (kW)

JA-1 Mata Begid Cambil 80,00 0,30 Agua fluyente Turbina Francis -

Generador síncrono200

JA-2 Casas Viejas Marmolejo 6,50 40,00 Agua fluyenteTurbina Kaplan -

Generador síncrono2.200

JA-3 Cerrada de Utrero Cazorla 160,00 0,30 Agua fluyenteTurbina Pelton -


JA-4 La Toba La Toba 80,00 2 x 0,15 Agua fluyenteTurbina Pelton -


JA-5 ValdepeñasValdepeñas

de Jaén109,00 2 x 0,6 Agua fluyente


1.000

JA-6 San CayetanoArbuniel (Cambil)



JA-7 Río Frío Los Villares 155,00 0,08 Agua fluyenteTurbina Pelton -


JA-8Purísima

ConcepciónMengíbar 18,00 1,00 Agua fluyente

Turb. Semi Kaplan - Generador asíncrono

150

JA-9 Las ChozuelasVillanueva del Arzb.

6,254 (Grupo 1) + 6

(Grupo 2)Agua fluyente


450

JA-10 Puente del Obispo Begíjar 2,48 5,00 Agua fluyenteTurb. Semi Kaplan - Generador asíncrono

100

JA-11 Electra San JuánPuesnte de

Génave7,0 2,40 Agua fluyente


135

JA-12 Piedra Romera Cambil 33,0 0,30 Agua fluyenteTurbina Banki -


JA-13 Santa Isabel Torres 88,0 0,06 Agua fluyente Turbina Pelton -


JA-14 TrujalaSegura de la

Sierra7,9 0,20 Agua fluyente

Turbina Banki - Generador síncrono

12

JA-15 San ManuelArbuniel (Cambil)

8,0 0,50 Agua fluyenteTurbina Banki -


JA-16 Electra Guzmán Cambil 9,5 0,15 Agua fluyenteTurbina Banki -


JA-17 Ntra. Señora de Tíscar Quesada 85,0 0,10 Agua fluyenteTurbina Pelton -


JA-18Ntra. Señora de los

ÁngelesCampillo de

Arenas30,0 0,15 Agua fluyente

Turbina Banki - Generador síncrono

30

JA-19 Junta de los Ríos Cambil 8,0 1,00 Agua fluyenteTurbina Banki -


TOTAL 5.107

continúa

55


Nº Ref.Energía Generada

(MWh)Horas

EquivalentesInversión Incial

(€)Índice Potencia

(€/kW)Índice Energía

(€/kWh)TIR

(%) (DI)*Pay Back

(años)

JA-1 691,20 3.456 78.000 390 0,11 133,00 1,21

JA-2 16.810,74 7.641 2.978.000 1.353 0,18 49,50 3,11

JA-3 2.434,00 6.491,00 490.000 1.128 0,17 42,00

JA-4 691,20 8.640 169.400 2.117 0,24 32,42 4,60

JA-5 4.417,19 4.417 1.229.000 1.229 0,28 27,13 5,40

JA-6 205,77 6.859,00 59.500 1.983 0,28 25,59

JA-7 535,50 6.300,00 164.000 1.929 0,30 19,60 7,80

JA-8 894,70 5.964,66 295.600 1.970 0,33 20,91

JA-9 1.829,00 4.064 721.907 1.583 0,39 15,46 8,50

JA-10 833,00 8.330 364.529 3.610 0,44 12,76 9,90

JA-11 666,23 4.935,04 300.000 2.222 0,45 11,27

JA-12 350,00 5.000,00 174.569 2.494 0,50 9,51 12,20

JA-13 183,48 5.242,31 93.700 2.677 0,51 8,08

JA-14 82,00 6.833,33 60.926 5.077 0,74 5,05 16,20

JA-15 187,54 6.251,33 123.000 4.100 0,66 2,63

JA-16 47,86 4.786,00 46.000 4.600 0,96 2,82

JA-17 310,44 5.174,00 247.100 4.118 0,79

JA-18 157,18 5.239,33 172.600 5.753 1,09

JA-19 290,64 5.284,36 280.000 5.091 0,96

TOTAL 31.617,67

continuación




A continuación y trabajando con las diecinueve centrales seleccionadas, se analizan los resultados según los menores valores de Pay-Back de cara al inversor y siempre considerando un 0% de incentivos al mismo. Como se ha expuesto anteriormente, no se cuenta con los datos correspondientes a la TIR de proyecto por lo que sólo se presentan los resultados desde el punto de vista del accionista.






Pay Back Accionista

(Años)

JA-1 Mata Begid 200 691,20 252,29 78.000 1,21

JA-2 Casas Viejas 2.200 16.810,74 6.135,92 2.978.000 3,11

JA-3 Cerrada de Utrero 375 2.434,00 888,41 490.000

JA-4 La Toba 80 691,20 252,29 169.400 4,60

JA-5 Valdepeñas 1.000 4.417,19 1.612,27 1.229.000 5,40

JA-6 San Cayetano 30 205,77 75,11 59.500

JA-7 Río Frío 85 535,50 341,46 164.000 7,80

JA-8 Purísima Concepción 150 894,70 326,57 295.600

JA-9 Las Chozuelas 450 1.829,00 667,59 721.907 8,50

JA-10 Puente del Obispo 100 833,00 304,05 364.529 9,90

JA-11 Electra San Juán 135 666,23 243,17 300.000

JA-12 Piedra Romera 70 350,00 127,75 174.569 12,20

JA-13 Santa Isabel 35 183,48 66,97 93.700

JA-14 Trujala 12 82,00 29,93 60.926 16,20

JA-15 San Manuel 30 187,54 68,45 123.000

JA-16 Electra Guzmán 10 47,86 17,47 46.000

JA-17 Ntra. Señora de Tíscar 60 310,44 113,31 247.100

JA-18 Ntra. Sra. de los Ángeles 30 157,18 57,37 172.600

JA-19 Junta de los Ríos 55 290,64 106,08 280.000

TOTAL 5.117 31.617,67

57

Jaén Número Potencia (kW) Potencia (%)

Centrales con Pay Back < 12 años 7 4.115 80,42

Centrales con Pay Back > 12 años 2 82 1,60

Resto 5+5* 920 17,98

Total 19 5.117 100

* Consideradas 5 centrales como no viables desde un punto de vista económico y 5 más de las cuales se desconoce el Pay-Back calculado sin incentivos, teniendo únicamente el valor obtenido suponiendo un 30% de incentivos.


PAG.47

4.115 kW

82 kW 920 kW


Resto







3.7 Provincia de Málaga


En esta provincia se han identificado veinticuatro localizaciones de centrales minihidráulicas. Una vez visitadas, se descartaron tres (Eléctrica de Benaoján, Santa Teresa y San José) por encontrarse totalmente desaparecidas. De las veintiuna restantes, se realizaron los correspondientes Informes de Campo (datos generales, cartografía, hidrología, obra civil, etc.), de los que se desestiman nueve por su inviabilidad técnica “a priori”, elaborándose los Informes Finales de doce centrales, tomando como criterio la obtención de una TIR positiva para el proyecto.

Dos de las doce localizaciones seleccionadas, los embalses de La Concepción y de Viñuelas, serían emplazamientos donde se podrían construir centrales que aprovecharían parte de las infraestructuras ya instaladas en la propia presa para las tomas de agua. Se trataría de centrales hidroeléctricas a Pie de Presa, mientras que el resto serían de tipo Fluyente.

59

En resumen se obtienen los siguientes resultados:

Málaga Número Potencia (kW) Potencia (% kW)


12 2.060 72


9 618 22

Centrales sin posibilidad de recuperación 3 167 6

Total 24 2.845 100




PAG.48

12

9

3

167 kW

2.060 kW

618 kW

PAG.48

12

9

3

167 kW

2.060 kW

618 kW


Resto






Resto







En la siguiente tabla se relacionan los parámetros de mayor interés que se han utilizado, con los correspondientes datos verificados para las doce centrales seleccionadas y de las cuales se emitió el correspondiente Informe Final:

Nº Ref. Nombre Central Población

Salto Neto (m)

Q Equipamiento

(m3/s)

Tipo de Central

a Instalar


Potencia Nominal

Instalable (kW)

MA-1 Embalse Concepción Marbella 40,00 1,89 Pie de presa Turbina Francis - Generador síncrono 600

MA-2 Embalse La Viñuela Viñuela 57,00 0,70 Pie de presa Turbina Francis - Generador síncrono 310

MA-3 San Eugenio Tolox 19,95 1,00 Agua fluyente Turbina Francis - Generador asíncrono 160

MA-4 Chillar II (San Modesto) Nerja 48,45 0,24 Agua fluyente Turbina Francis -

Generador asíncrono 100

MA-5 Aceña Los Martínez Alameda 3,40 20,00 Agua fluyente Turbina Kaplan - Generador asíncrono 520

MA-6 Torrox I Cómpeta 65,50 0,10 Agua fluyente Turbina Pelton - Generador asíncrono 50

MA-7 Finca Ortegícar Cañete La Real 7,60 0,80 Agua fluyente Turbina Semi Kaplan -


MA-8 Torrox III (Patamalara) Cómpeta 47,50 0,16 Agua fluyente Turbina Pelton - Generador asíncrono 60

MA-9 Torrox II (Pampanarria) Cómpeta 55,10 0,16 Agua fluyente Turbina Pelton -


MA-10 Chillar III (Santa Rita) Nerja 11,40 0,22 Agua fluyente Turbina Francis - Generador asíncrono 20

MA-11 San José Serrato (C. La Real) 19,60 0,40 Agua fluyente Turbina Francis -


MA-12 San Francisco Serrato (C. La Real) 19,60 0,40 Agua fluyente Turbina Francis -


TOTAL 2.060

continúa

61



Nº Ref.Energía

Generada (MWh)

Horas Equivalentes




TIR (%) (DI)*

Pay Back (años)


(años)

MA-1 3.432,30 5.720,00 487.220,00 812,00 0,14 34,61 3,05 108,67 0,95

MA-2 1.663,25 5.365,32 396.405,10 1.278,73 0,24 24,76 4,31 67,40 1,55

MA-3 782,40 4.890,02 376.740,61 2.354,63 0,48 13,46 7,69 24,85 4,60

MA-4 596,77 5.967,66 349.989,24 3.499,89 0,59 10,00 9,81 14,37 9,17

MA-5 2.714,94 5.221,04 1.670.378,89 3.275,25 0,62 9,35 10,35 12,75 10,81

MA-6 417,53 8.350,00 336.694,00 6.733,00 0,81 5,81 14,25 4,66 19,19

MA-7 250,45 5.009,04 252.149,89 5.043,00 1,01 4,55 16,41 2,13 22,03

MA-8 390,33 6.505,00 377.500,00 6.291,00 0,97 3,67 18,22 0,00 24,78

MA-9 452,79 6.468,00 441.713,00 6.310,00 0,98 3.57 18,44 0,00 28,22

MA-10 136,85 6.842,43 195.122,44 9.756,12 1,43 1,36 24,22 0,00 33,25

MA-11 205,00 3.424,00 337.904,00 5.631,00 1,64 0,26 24,85 0,00 29,26

MA-12 205,49 3.424,00 423.340,00 7.055,00 2,06 0,00 33,41 0,00 35,26

TOTAL 11.248,10

continuación




De las doce centrales seleccionadas, se han estudiado los resultados según los valores mayores de TIR y menor Pay-Back de cara al inversor.

Teniendo como criterio de prioridad una TIR de proyecto superior al 8% y un Pay-Back para el inversor de hasta doce años, cinco proyectos se estimarían “a priori” como viables económicamente, quedando reflejados en la siguiente tabla.







Pay Back Accionista

(Años)

MA-1Embalse Concep-

ción600 3.432,30 1.252,79 487.220,00 34,61 0,95

MA-2Embalse La

Viñuela310 1.663,25 607,09 396.405,10 24,76 1,55

MA-3 San Eugenio 160 782,40 285,58 376.740,61 13,46 4,60

MA-4Chillar II (San

Modesto)100 596,77 217,82 349.989,24 10 9,17

MA-5Aceña Los Martínez

520 2.714,94 990,95 1.670.378,89 9,35 10,81

MA-6 Torrox I 50 417,53 152,40 336.694,00 5,81 19,19

MA-7 Finca Ortegícar 50 250,45 91,41 252.149,89 4,55 22,03

MA-8Torrox III (Pata-

malara)60 390,33 142,47 377.500,00 3,67 24,78

MA-9Torrox II (Pampa-

narria)70 452,79 165,27 441.713,00 3,57 28,22

MA-10Chillar III (Santa

Rita)20 136,85 49,95 195.122,44 1,36 33,25

MA-11 San José 60 205,00 74,83 337.904,00 0,26 29,26

MA-12 San Francisco 60 205,49 75,00 423.340,00 0,00 35,26

TOTAL 2.060 11.248,10


63

Como resumen general, se presentan las siguientes tablas:

Málaga Número Potencia (kW) Potencia (%)


5 1.690 82,04


0 0 0,00

Resto 7 370 17,96

Total 12 2.060 100


PAG.51

1.690 kW

370 kW


Resto







3.8 Provincia de Sevilla


En la provincia de Sevilla se visitaron catorce localizaciones de centrales minihidráulicas, de las que fueron excluidas dos: “San José”, en el término municipal de Badolatosa y “El Almez”, perteneciente al municipio de El Castillo de las Guardas, totalmente desaparecidas. De las doce restantes se realizaron los correspondientes Informes de Campo (datos generales, cartografía, hidrología, obra civil, etc.), desestimándose cuatro: Peña de la Sal (Alcolea del Río), La Giralda (Écija), Huéznar (Villanueva del Río y Minas) y Fábrica de Harinas (Peñaflor) por su práctica inviabilidad técnica “a priori”. Se elaboran así, los Informes Finales de ocho, tomando como criterio la obtención de una TIR positiva para el proyecto.


Sevilla Número Potencia (kW) Potencia (% kW)


8 1.140 56


4 370 18*


Total 14 2.050 100

* La potencia de estas centrales, son las que aparecen en los censos de concesión originarios.

65



En la siguiente tabla se relacionan los parámetros de mayor interés que se han utilizado, con los correspondientes datos verificados para las ocho centrales seleccionadas por presentar una TIR positiva para el proyecto.

De ellas, cinco serían centrales que aprovecharían parte de las infraestructuras ya construidas en la propia presa, para las tomas de agua (centrales hidroeléctricas a pie de presa). Las tres restantes son de tipo fluyente.

PAG.53

8

2

4

540 kW

1.140 kW

370 kW

PAG.53

8

2

4

540 kW

1.140 kW

370 kW


Resto






Resto








(m)

Q Equipamiento

(m3/s)

Tipo de Central

a Instalar


Potencia Nominal

Instalable (kW)

SE-1 Embalse José Torán Constantina 59,78 0,80 Pie de presaTurbina Francis -


SE-2 Embalse del Agrio Aznalcóllar 43,61 0,26 Pie de presaTurbina Francis -

Generador síncrono100

SE-3 Embalse RetortilloLa Puebla de Los Infantes

42,14 0,27 Pie de presaTurbina Francis -


SE-4Embalse

Torre del ÁguilaUtrera 24,50 0,42 Pie de presa


90

SE-5Embalse

Puebla de CazallaPueble de

Cazalla41,16 0,20 Pie de presa


80

SE-6 Salto Cortés Écija 1,98 15,71 Agua fluyenteTurbina Kaplan -


SE-7Ntra. Señora del

CarmenSan Nicolás del Puerto



SE-8Camino de los

MolinosSan Nicolás del Puerto



TOTAL 1.140



Nº Ref.Energía

Generada (MWh)

Horas Equivalentes




TIR (%) (DI)*

Pay Back (años)


(años)

SE-1 2.302,14 5.481,29 440.103,61 1.047,86 0,19 30,94 3,34 70,87 0,2

SE-2 740,78 7.407,83 213.596,43 2.135,96 0,29 22,32 4,61 50,68 1,67

SE-3 605,85 6.058,49 207.745,85 2.077,46 0,34 19,15 5,37 42,17 1,92

SE-4 619,58 6.884,25 216.371,73 2.404,13 0,35 18,83 5,57 41,28 2,08

SE-5 480,03 6.000,37 201.086,10 2.513,58 0,42 15,82 6,72 32,60 3,23

SE-6 1.362,00 5.046,96 771.783,00 2.858,46 0,57 14,51 7,84 28,69 3,78

SE-7 315,78 6.315,63 184.109,17 3.682,18 0,58 14,03 7,23 27,41 4,38

SE-8 197,95 6.598,26 165.702,45 5.523,42 0,84 8,28 11,18 20,92 14,83

TOTAL 6.624,11

continúa

continuación

67


A continuación y trabajando con las ocho centrales seleccionadas, se analizan los resultados según los valores mayores de TIR y menor Pay-Back de cara al inversor y siempre considerando un 0% de incentivos al mismo.







Pay Back Accionista

(Años)

SE-1Embalse

José Torán420 2.302,14 840,30 440.103 30,94 0,20

SE-2 Embalse del Agrio 100 740,78 270,38 213.596 22,32 1,67

SE-3 Embalse Retortillo 100 605,85 221,14 207.745 19,15 1,92

SE-4Embalse

Torre del Águila90 619,58 226,15 216.371 18,83 2,08

SE-5Embalse

Puebla de Cazalla80 480,03 175,21 201.086 15,82 3,23

SE-6 Salto Cortés 270 1.362,00 497,13 771.783 14,51 3,78

SE-7Ntra. Señora del

Carmen50 315,78 115,26 184.109 14,03 4,38

SE-8Camino de los

Molinos30 197,95 72,25 165.702 8,28 14,83

TOTAL 1.140 6.624,11 2.418


Teniendo como criterio de prioridad una TIR de proyecto superior al 8%, los ocho proyectos seleccionados serían rentables, no obstante y suponiendo un Pay-Back para el inversor de hasta doce años, una de las centrales, Camino de los Molinos, supera este periodo, situándose en 14,83 años.



Gráficamente se expresaría del siguiente modo:

Sevilla Número Potencia (kW) Potencia (%)


7 1.110 97,37


1 30 2,63

Resto 0 0 0,00

Total 8 1.140 100


PAG.56

30 kW

1.110 kW Resto






Resumende Andalucía


Contenido del estudio

4.1 Resultados del estudioEn la Comunidad Autónoma de Andalucía se han localizado doscientos cuarenta y un enclaves de centrales minihidráulicas. Una vez visitadas, se descartaron setenta y cinco por diversos motivos (desaparecidas, desviación de cauce fluvial, inundadas por presas, etc.), por lo que se emitieron informes de campos de las ciento sesenta y seis restantes.

En base a este sondeo se desestiman ochenta y dos por su inviabilidad técnica y se elaboran los Informes Finales de ochenta y cuatro centrales, tomando como criterio la obtención de una TIR positiva para el proyecto.


Andalucía Número Potencia (kW) Potencia (% kW)


84 28.487 58,5


82 9.050 18,5*

Centrales sin posibilidad de recuperación 75 11.046,3 23*

Total 241 48.583,3 100



8475

82

28.487kW

11.046 kW

9.050 kW

Resto






71


4.2 Resultados para el accionistaA continuación, y trabajando con las ochenta y cuatro centrales seleccionadas, se analizan los resultados según los mayores valores de TIR del Proyecto y menor Pay-Back de cara al accionista, siempre considerando un 0% de incentivos al mismo.

Nº Ref. Nombre Central Población Provincia

Potencia Nominal

Instalable (kW)


TIR de Pro-yecto

(%) (DI)*

Pay Back Accionista

(años)

CO-1 Salto Casillas Córdoba Córdoba 1.010 730.229 45,50 0,02

HU-1 Embalse del Andévalo La Puebla de Guzmán Huelva 630 530.604 44,19 0,04

AL 1 Ohanes Ohanes Almería 390 477.322 37,74 0,4

HU-2 Embalse del Piedras Cartaya Huelva 490 476.987 37,48 0,42

CA-1 Embalse Guadalcacín Arcos de la Frontera Cádiz 2.130 982.103 36,96 0,87

HU-3 Santa Teresa La Nava Huelva 500 695.730 36,14 0,52

MA-1 Embalse Concepción Nerja Málaga 600 487.220 34,61 0,95

SE-1 Embalse José Torán La Puebla de los Infantes Sevilla 420 440.103 30,94 0,20

GR-1 Embalse Rules Motril Granada 4.680 3.308.896 27,34 3,48

CO-2 San Cristóbal Puente Genil Córdoba 380 511.077 26,94 0,61

MA-2 Embalse La Viñuela Salia Málaga 310 396.405 24,76 1,55

CA-2 Emb. Charco Redondo Los Barrios Cádiz 590 522.405 23,11 1,73

CA-3 Embalse Guadarranque Castellas de la Frontera Cádiz 490 493.799 23,05 1,73

SE-2 Embalse del Ágrio Aznalcóllar Sevilla 100 213.596 22,32 1,67

GR-2 Partidor de Cañizares Motril Granada 450 857.089 21,42 4,68

8475

82

28.487kW

11.046 kW

9.050 kW

continúa

Resumen Andalucía

Resto








Potencia Nominal

Instalable (kW)


TIR de Pro-yecto

(%) (DI)*

Pay Back Accionista

(años)

SE-3 Embalse Retortillo La Puebla de los Infantes Sevilla 100 207.745 19,15 1,92

SE-4 Emb. Torre del Águila Utrera Sevilla 90 216.371 18,83 2,08

HU-4 Embalse El Sancho Gibraleón Huelva 120 295.527 18,68 2,16

GR-3 Sabinar Jeréz del Marquesado Granada 590 872.920,93 16,46 6,42

SE-5 Emb. Puebla de Cazalla Puebla de Cazalla Sevilla 80 201.086 15,82 3,23

CA-4 Arcos-Tablellina Arcos de la Frontera Cádiz 1.000 1.167.875 15,60 3,45

AL-2 Eléctrica Laujarreña Laujar Almería 90 285.972 14,83 3,40

SE-6 Salto Cortés Écija Sevilla 270 771.783 14,51 3,78

SE-7 Ntra. Sra. del Carmen San Nicolás del Puerto Sevilla 50 184.109 14,03 4,38

AL-3 Bayarque Bayarque Almería 320 559.308 13,60 4,98

GR-4 Cubillas Albolote Granada 200 225.345 13,53 8,07

MA-3 San Eugénio Tolox Málaga 160 376.740,61 13,46 4,6

GR-5 Alhorí I Jeréz del Marquesado Granada 360 803.806 13,31 8,81

HU-5 Embalse del Jarrama Nerva Huelva 500 454.831 12,82 5,07

GR-6 La Original Castril Granada 360 606.070 12,33 9,03

CO-3 El Cerrajón Zamoranos Córdoba 40 145.721 11,53 6,25

GR-7 Canal Natalio Zurita Jeréz del Marquesado Granada 270 510.976 11,25 10,02

CA-5 Embalse Barbate Benalup-Casas Viejas Cádiz 330 496.969 10,83 7,50

AL-4 Sgdo. Corazón de Jesús Serón Almería 260 559.698 10,75 7,73

MA-4 Chíllar II Nerja Málaga 100 349.989,24 10 9,17

GR-8 Alcázar Superior Jeréz del Marquesado Granada 340 635.320 9,91 11,48

GR-9 Colomera Colomera Granada 290 397.554 9,88 11,61

GR-10 Pinos Puente Pinos Puente Granada 200 436.809 9,55 11,98

GR-11 San José Río Frío (Loja) Granada 120 387.587 9,54 12,01

MA-5 Aceña Los Martínez Alameda Málaga 520 1.670.379 9,35 10,81

GR-12 Alhorí II Jeréz del Marquesado Granada 240 675.628 9,07 12,59

GR-13 Guajar Fondón Guajar Fondón Granada 240 374.340 8,92 12,70

SE-8 Camino de los Molinos San Nicolás del Puerto Sevilla 30 165.702 8,28 14,83

JA-1 Mata Begid Cambil Jaén 200 78.000 1,21

JA-2 Casas Nuevas Marmolejo Jaén 2.200 2.978.000 3,11

JA-3 Carrada de Utrero Cazorla Jaén 375 490.000

JA-4 La Toba La Toba Jaén 80 169.400 4,60

JA-5 Valdepeñas Valdepeñas de Jaén Jaén 1.000 1.229.000 5,40

JA-6 San Cayetano Cambil Jaén 30 59.500

JA-7 Río Frío Los Villares Jaén 85 164.000 7,80

continuación

continúa

73


Potencia Nominal

Instalable (kW)


TIR de Pro-yecto

(%) (DI)*

Pay Back Accionista

(años)

JA-8 Purísima Concepción Mengíbar Jaén 150 295.600

JA-9 Las Chozuelas Villanueva del Arzobispo Jaén 450 721.907 8,50

JA-10 Puente del Obispo Begíjar Jaén 100 364.529 9,90

JA-11 Electra San Juan Puente de Génave Jaén 135 300.000

JA-12 Piedra Romera Cambil Jaén 70 174.569 12,20

JA-13 Santa Isabel Torres Jaén 35 93.700

JA-14 Trujala Trujala Jaén 12 60.926 16,20

GR-14 Alcázar Inferior Jeréz del Marquesado Granada 180 457.271 7,92 14,11

CA-6 El Bosque El Bosque Cádiz 180 344.896 7,43 16,55

CA-7 El Indiano Puerto Serrano Cádiz 60 237.710 7,32 16,63

GR-15 Moclín Moclín Granada 490 849.737 7,17 15,29

GR-16 Cristo de la Fé La Peza Granada 250 554.801 6,96 15,81

CA-8 Embalse Zahara Zahara de la Sierra Cádiz 470 407.016 6,31 18,81

CA-9 Embalse Celemín Benalup-Casas Viejas Cádiz 310 420.953 6,21 18,83

MA-6 Torrox I Cómpeta Málaga 50 336.694 5,81 19,19

GR-17 Vélez de Benaudalla Vélez de Benaudalla Granada 80 235.648 5,63 18,63

GR-18 Francisco Abellán La Peza Granada 130 309.779 5,29 19,37

GR-19 Nechite Nechite (Valor) Granada 110 326.817 5,17 19,50

MA-7 Finca Ortegícar Cañete la Real Málaga 50 252.150 4,55 22,03

MA-8 Torrox III Cómpeta Málaga 60 377.500 3,67 24,78

GR-20 Duda Duda-Huéscar Granada 20 180.940 3,58 24,62

MA-9 Torrox II Cómpeta Málaga 70 441.714 3,57 28,22

GR-21 Guajar Alto Guajar Alto Granada 100 289.942 3,36 25,23

GR-22 Potril I Alhama de Granada Granada 100 260.807 3,20 25,74

CA-10 Electra Villariezo Vejer de la Frontera Cádiz 20 105.334 2,87 29,45

GR-23 Ntra. Sra. de Gracia El Turro Granada 60 414.840 2,38 29,17

MA-10 Chíllar III Nerja Málaga 20 195.122 1,36 33,25

MA-11 San José Serrato Málaga 60 337.904 0,26 29,26

MA-12 San Francisco Serrato Málaga 60 423.340 0 35,26

JA-15 San Manuel Arbuniel de Cambil Jaén 30 123.000 13,87

JA-16 Electra Guzmán Cambil Jaén 10 46.000 16,04

JA-17 Ntra. Señora de Tíscar Quesada Jaén 60 247.100 21,35

JA-18 Ntra. Señora de los Ángeles Campillo de Arenas Jaén 30 172.600 24,51

JA-19 Junta de los Ríos Cambil Jaén 55 280.000 38,03

* Valores de TIR obtenidos después de Impuestos. NOTA: En el caso de la provincia de Jaén, esta evaluación se ha hecho tan solo según los valores mínimos de Pay-Back del accionista (menores a 12 años).

continuación


Los siguientes gráficos muestran un resumen de los resultados de rentabilidad de las minicentrales hidroeléctricas en Andalucía (exceptuando Jaén, por los motivos ya expuestos):

Andalucía (excepto Jaén) Número Potencia (kW) Potencia (%)


39 19.940 85,32


4 630 3,16

Resto 22 2.800 11,98

Total 65 23.370 100

Centrales Andalucía (excepto Jaén) según rentabilidad para el accionista (en número)

Centrales Andalucía (exepto Jaén) según rentabilidad para el accionista (% Potencia)

Número

3,16 %

85,32 %

39

22

4

11,98%

Número

3,16 %

85,32 %

39

22

4

11,98%

Resto






Resto






75

Provincia de Jaén:

Jaén Número Potencia (kW) Potencia (%)


7 4.115 80,42


2 82 1,60

Resto 5+5* 920 17,98

Total 19 5.117 100

*Consideradas 5 centrales como no viables desde un punto de vista económico y 5 más de las cuales se desconoce el Pay-Back calculado sin incentivos, teniendo únicamente el valor obtenido suponiendo un 30% de incentivos.


Centrales Jaén según rentabilidad para el accionista (% potencia)

710

2

17,98 %

1,6 %

80,42 %

710

2

17,98 %

1,6 %

80,42 %

Resumen Andalucía

Resto






Resto







Por último, se muestran dos diagramas de barras en los que se pueden observar el número de proyectos por provincias así como la potencia que suman aquellos que se han considerado como rentables económicamente según el condicionante de TIR>8% y Pay-Back<12 años:

NÚMERO DE PROYECTOS RENTABLES(TIR>8% y PB<12 años)

05

10152025

AlmeríaCádiz

Córdoba Granada HuelvaJaén

Málaga SevillaAlmer

ía

Cádiz

Córdo

ba

Grana

da

Huelva

Jaén

Mála

ga

Sevilla

Almer

ía

Cádiz

Córdo

ba

Grana

da

Huelva

Jaén

Mála

ga

Sevilla

POTENCIA TOTAL INSTALABLE(TIR>8% y PB<12 años)

02.0004.0006.0008.000

10.00012.000

AlmeríaCádiz

Córdoba Granada HuelvaJaén

Málaga Sevilla

Potencia (kW)

Potencia total instalable (TIR >8% y PB <12 años)

Número de proyectos rentables (TIR >8% y PB <12 años)

25

20

15

10

5

0

12.000

10.000

8.000

6.000

4.000

2.000

0

NOTA: Todos los gráficos y tablas han sido elaborados por la Agencia Andaluza de la Energía, excepto los referenciados a fuentes externas.

Consideraciónfinal


La dependencia energética exterior sólo se puede combatir desde la diversificación y el aprovechamiento de los recursos renovables. Esto significa explorar, analizar y explotar todas las posibilidades de producción de energías potenciales existentes en nuestro territorio, sin descartar a priori ninguna y teniendo una perspectiva amplia, abierta y de futuro.

Andalucía apuesta especialmente por las energías renovables, y en concreto, el aprovechamiento del potencial hidroeléctrico existente en esta Comunidad se considera una alternativa esencial para complementar la capacidad actual de generación de electricidad.

Esta apuesta, es ambiciosa de cara a su desarrollo futuro, pretende aprovechar todo el potencial de producción y utilización de las energías renovables, y convertir su utilización en una extraordinaria oportunidad de crecimiento industrial, económico y de desarrollo tecnológico.

Consideración final

“El agua es el elemento y principio de las cosas.”(Tales de Mileto)

www.agenciaandaluzadelaenergia.esC/ Isaac Newton, 6Isla de la Cartuja, 41092 Sevilla.Tel: 954 78 63 35 - Fax: 954 78 63 50

Impr

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