VIABILIDAD DE UNA PLANTA TERMOSOLAR TROUGH

VIABILIDAD DE UNA PLANTA TERMOSOLAR TROUGH

Autor: Entrecanales Ruiz de Villarías, Guillermo.

Director: Sánchez del Villar Boceta, José Luis Entidad colaboradora: Acciona Energía S.A.

RESUMEN

Con objeto de explicar nuestro proyecto vamos a situarlo en el marco tecnológico de las actuales energías renovables.

Es sabido que esta tecnología tiene ciertas limitaciones en cuanto a los rendimientos de generación si la comparamos con los sistemas convencionales, que tienen un precio de construcción más bajo y una mayor disponibilidad ante la demanda del mercado eléctrico.

Sin embargo tenemos a nuestro favor la sensibilización de la mayoría de los países ante la magnitud del cambio climático, hecho que está generando una serie de medidas para prevenir y paliar sus consecuencias, de las que se derivan unas políticas de primas y/o subvenciones con objeto de promocionar las energías renovables.

Y como ejemplo de lo dicho proponemos nuestro proyecto de fin de carrera:

En mayo del 2009 un gobierno extranjero crea un plan de 4.5 mil millones de dólares para la reducción de gases de efecto invernadero, de los cuales 1.5 mil millones irán destinados a la promoción de cuatro grandes centrales solares.

Dicha iniciativa tendrá dos fechas clave para la presentación de proyectos: primera y segunda mitad del 2010. Para la primera entrega en la cual se centra el proyecto de fin de carrera se ha seleccionado una propuesta que genere un total de 400 MW con energía solar fotovoltaica y termosolar combinadas. La ayuda para dicho proyecto será de un dólar del Gobierno Central por cada dos dólares de los inversores.

Ante tal oportunidad se plantea la posibilidad de acudir a dicha oferta, que presenta un gran reto, dado sus peculiaridades:

• El país en el cual se lanza la oferta tiene una gran disponibilidad de recursos energéticos, teniendo la actual tarifa eléctrica una baja remuneración por MWh generado. Para la viabilidad del proyecto se deberá obtener un coste de generación bajo, manteniendo un TIR mínimo del 9% y minimizando en lo posible el porcentaje de ayuda del gobierno.

• Las condiciones de explotación serán de carácter muy distinto a las de las plantas de las cuales se tiene Know-How. La disponibilidad de Gas y Agua será muy escasa o prácticamente nula y las redes eléctricas a las que verter la energía generada precarias.

Dado que el tamaño de la planta no está limitado y se tienen unas complicadas condiciones de operación y explotación, se estudia un escalado y adaptación de las centrales termosolares tipo de 50 MW, a una de mayores dimensiones con el objetivo optimizar la planta y reducir costes.

El objetivo de dicho escalado es el de conseguir una paridad de generación con los sistemas convencionales. Dadas las complicadas condiciones de operación por la escasa disponibilidad de agua, se han estudiado las localizaciones más oportunas o en su defecto otros posibles métodos de refrigeración.

Se ha llevado a cabo el estudio de ingeniería con el fin de seleccionar los emplazamientos más favorables de cara a la explotación. Inicialmente se han considerado cuatro localizaciones, que tras la aplicar los criterios de diseño se eligen como óptimos tres emplazamientos (A, C y D).

Conocidas las localizaciones y configuración de la planta termosolar se ha realizado la estimación de producción anual por medio del software SAM® (Solar Advisor Model). Dicho programa permitirá simular el funcionamiento de una planta a partir de unas variables de entrada tales como: radiación solar, temperatura, viento… Calculada la producción anual se hallan los ingresos por explotación para los distintos emplazamientos.

Dado que el objeto del proyecto es el de la determinación de su rentabilidad y para ello es necesario conocer la inversión de capital, ha sido imprescindible realizar una estimación de costes del inmovilizado. A fin de hacer la estimación lo más precisa posible y poder establecer los fondos de contingencia, se ha implementado el análisis de montecarlo por medio del software matemático ProjectRisk®. Dicho programa, por medio de la asignación de distribuciones matemáticas a los datos del presupuesto original, ha permitido establecer el coste medio del proyecto resultando ser de 1.320 millones de dólares (incluidas las contingencias).

Adicionalmente a la subvención gubernamental, para que el proyecto sea viable es necesaria una financiación para obtener los fondos propios necesarios y unas mayores tasas de rentabilidad. El nivel de financiación asciende a un 25% del CAPEX, que

cubrirá parte de los gastos de inmovilizado y de la financiación del IVA, sumando un total de trescientos cuarenta y cinco millones de $.

Realizados los anteriores estudios se ha elaborado el modelo económico, con el fin de determinar las tasas internas de retorno del los distintos emplazamientos, pudiendo así establecer cual es el optimo de cara a la construcción de la planta.

Como parte del cálculo del TIR se ha determinado el beneficio neto y el balance de situación para el total de los años de explotación. Conocidos los anteriores puntos finalmente se ha podido calcular la TIR de los proyectos, resultando ser de un 11.54% para el emplazamiento C, 9.55% para el emplazamiento D y un 8.85% para la localización A, supuesta una subvención del 50% y precio de venta de la energía de 180 $/MWh.

Dado que el gobierno primará los proyectos que requieran la menor ayuda posible, se ha realizado un análisis de sensibilidad a fin de determinar la solución óptima. Atendiendo a los criterios técnico-económicos se ha establecido como óptimo emplazamiento el C y como posibles soluciones se plantean las siguientes:

• Al tener más probabilidades de éxito los proyectos con menor ayuda, se decide establecer niveles lo mas bajos posibles. Para seguir cumpliendo con el criterio de diseño de una TIR mínima del 9%, se negocia con las compañías eléctricas un PPA (precio de venta de la energía) por el que se compromete a garantizar un precio de venta mínimo. En el caso de negociar un PPA de 190 $ la subvención necesaria será del 33%.

• Al no estar primada la tarifa de las EERR en el país destino, en el caso de no conseguir negociar un PPA que garantice la rentabilidad del proyecto, será necesario un mayor nivel de ayuda por parte del gobierno extranjero. No siendo posible dicho PPA el precio de mercado seria de 180 $/MWh, por lo que la subvención mínima para garantizar la rentabilidad del proyecto sería del 37%. Como conclusión se aconseja la construcción de la planta en el emplazamiento C, dado que cumpliendo con todos los requisitos de diseño es la localización más rentable y con un menor requerimiento de subvención, por lo que será la mejor candidata a recibir la ayuda.

FEASABILLITY OF A SOLAR THERMAL POWER PLANT

For this project it has been selected the renewable energies industry and more specifically, the feasibility study of a Solar Thermal Power Plant as the focus of the project.

Renewable energies compared purely against to gas cycles. Performance in terms of overall output, electricity sale prices and availability are less competitive. However, due to the changing political and social landscape globally, climate change is being given more importance and new policies have been drawn up incentivizing the use of cleaner power generation.

In May 2009 the government of a foreign country created a 4.5 billion us dollars plan to reduce CO2 emissions, promote the development of low-emission technologies and show case the effectiveness of this technologies. As part this plan the government committed 1.5 billions US dollars to support the construction of four large-scale solar power plants and demonstrate the effectiveness of these plants.

The first selection round will be held during the first semester of 2010 and in order to select one solar thermal project and one PV project, with a target of 400MW of combined generation capacity. Funding will be ensured through taxable grant payments, based on successful completion of key project milestones.

In order to evaluate the potential bid for the first selection round the company conducted the following study:

The studied country has a high-energy availability; therefore the electricity price has a low remuneration per generated MW. The different locations have low water and gas availability and week electrical networks.

The bid needs to meet IRR highers than 9% and similar electrical generation price compared to conventional power systems. Projects that require lower grants will be more likeable to obtain the government funding.

plant will be performed, reducing the CAPEX, O&M expenditures and improving the global performance of the power plant.

After applying the design criteria three locations have been selected. Subsequently the performance of the power plant has been analyzed through the software SAM® (Solar Advisor Model) in order to determine the electric income. The SAM provides a consistent framework for analyzing and comparing performance from input variables like: solar radiation, temperature, wind…

It is necessary to find out the O&M and capital expenditures. With the aim of doing the cost estimate as accurate as possible, it has been used the Monte Carlo statistical approach through the software ProjectRisk. As input variables, statistical distributions have been assigned to the different project costs in order to establish the mean cost of the project, which has been estimated in 1.320 million dollars.

The financing of the project will sum up to 25% of the CAPEX. It will include the senior loan and the VAT credit, totalling 355 million dollars. Supposing a 50% grant and a 180 $/MWh electricity sales price the IRR for the different locations is: 11.54% for C, 9.55% for D and 8.85% for A. Attending to the IRR criteria and technical aspects the best location is C.

Projects that require lower grants will be more likeable to obtain the government sponsorship; therefore a sensitivity study has been performed to establish the optimal level of grant. As final solutions:

• Being more likeable to succeed projects with lower grants, it is decided to ask for the lowest funding possible. In order to meet the IRR objective it is necessary to negotiate a PPA (power purchase agreement) with the electrical companies. With a PPA of 190 $/MWh the necessary grant will 33% of the CAPEX

• Due to the low electrical tariff in the studied country, in case a PPA is not reached, it will be necessary to request higher levels of funding. If the electricity sales price is 180 $/MWh, a 37% grant will be necessary.

In conclusion the optimal option will be the location C with the lowest grant, accomplishing the key milestones and being the most profitable.