PFM_Francisco Javier Roldan Toledo
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Agradecimientos A Raquel por su ejemplo, apoyo y paciencia y a Jaime gracias por prestarme la Tierra unos años. “La Tierra no es una herencia de nuestros padres, sino un préstamo de nuestros hijos”. Página | i Índice: 1. Introducción..............................................................................................................................1 1.1. Historia de las Auditorías Energéticas en España.................................................................1 1.2. El Auditor Energético. .........................................................................................................2 1.3. Formulario para el desarrollo de las Auditorías Energéticas. ...............................................2 1.4. Ampliación de los beneficios de la auditoría. ......................................................................3 1.4.1. Mejores prácticas..........................................................................................................3 1.4.2. Benchmarking. ..............................................................................................................4 2. Objetivos...................................................................................................................................5 3. Contexto. ..................................................................................................................................7 3.1. Planteamientos para un Nuevo Modelo Energético. ...........................................................7 3.1.1. Reducir la dependencia. ................................................................................................7 3.1.2. Oportunidad para el cambio de modelo de crecimiento. ...............................................7 3.1.3. Cambio de cultura de la energía. ...................................................................................8 3.1.4. El entorno urbano, escenario prioritario. ......................................................................8 3.1.5. Transparencia. ..............................................................................................................8 3.1.6. Empleo. ........................................................................................................................9 3.2. Propuestas energéticas.......................................................................................................9 3.2.1. Implantación de programas y objetivos en Ahorro y Eficiencia Energética. ....................9 3.2.2. Energías Renovables. .................................................................................................. 14 3.3. Desarrollo Legislativo........................................................................................................ 16 3.3.1. Transposición de Directivas. ........................................................................................ 16 3.3.2. Adecuación del Ordenamiento Jurídico Español. ......................................................... 17 3.4. Planteamiento para un Nuevo Modelo Social. .................................................................. 18 3.4.1. Concepto y clases de cooperativas. ............................................................................. 19 3.4.2. Las cooperativas eléctricas. ......................................................................................... 21 4. Estado del arte. ....................................................................................................................... 24 4.1. Manual de Auditorías Energéticas Comunidad De Madrid................................................. 24 4.1.1. Introducción. .............................................................................................................. 24 4.1.2. Complementos a la Auditoría Energética..................................................................... 25 4.1.3. Documentos de la auditoría. ....................................................................................... 27 Página | ii 4.2. Manual de Auditorías Energéticas Agencia Andaluza de la Energía.................................... 61 4.2.1. Objetivos. ................................................................................................................... 61 4.2.2. Alcance. ...................................................................................................................... 61 4.2.3. Procedimiento de auditoría energética. ...................................................................... 61 4.2.4. Informe final de la auditoría. ....................................................................................... 65 4.2.5. Resumen de procedimiento de auditoría. ................................................................... 65 4.2.6. Tipos de auditorías energéticas en el sector industrial................................................. 67 4.3. Protocolo de auditoría energética de las instalaciones de alumbrado público exterior del IDEA. ........................................................................................................................................ 67 4.3.1. Objeto. ....................................................................................................................... 67 4.3.2. Alcance de los trabajos de la auditoría energética. ...................................................... 68 4.3.3. Toma de datos de las Instalaciones de Alumbrado. ..................................................... 68 4.3.4. Auditoría Energética de las Instalaciones de Alumbrado.............................................. 72 4.3.5. Presentación de los resultados. ................................................................................... 72 4.3.6. Reglamentación y Normas de Obligado Cumplimiento. ............................................... 73 4.3.7. Recomendaciones internacionales. ............................................................................. 74 4.3.8. Otras recomendaciones. ............................................................................................. 75 4.3.9. Fichas de campo. ........................................................................................................ 76 5. Metodología. .......................................................................................................................... 84 5.1. Introducción. .................................................................................................................... 84 5.2. Plan de Trabajo. ................................................................................................................ 84 5.2.1. Fase 1.- Análisis y Diagnóstico. .................................................................................... 84 5.2.2. Fase 2.- Plan de acción. ............................................................................................... 85 5.2.3. Fase 3.- Implementación. ............................................................................................ 85 5.2.4. Fase 4.- Seguimiento y control. ................................................................................... 85 5.3. Planificación de tareas. ..................................................................................................... 85 5.3.1. Tareas a nivel técnico: ................................................................................................. 85 5.3.2. Tareas a nivel político y de comunicación .................................................................... 86 6. Resultado, análisis y evaluación............................................................................................... 87 6.1. Tareas a nivel técnico. ...................................................................................................... 87 6.1.1. Diagnóstico energético de las dependencias municipales. ........................................... 87 6.1.2. Diagnóstico energético de los entes privados. ........................................................... 105 Página | iii 6.1.3. Definición de las tecnologías o medidas. ................................................................... 112 6.1.4. Medidas potencialmente aplicables. ......................................................................... 134 6.2. Tareas a nivel político y de comunicación. ...................................................................... 188 6.2.1. Desarrollo de los aspectos sociales............................................................................ 188 6.2.2. Desarrollo de los aspectos medioambientales. .......................................................... 209 6.2.3. Análisis DAFO. ........................................................................................................... 264 6.2.4. Fórmulas de implementación instalaciones fotovoltaicas en viviendas e industria privada. .............................................................................................................................. 270 6.2.5. Fórmulas de implementación instalaciones fotovoltaicas en las dependencias municipales. ....................................................................................................................... 270 6.2.6. Fórmulas de implementación medidas sobre alumbrado público. ............................. 270 6.2.7. Fórmulas de implementación planta de cogeneración y district heating. ................... 271 6.2.8. Fórmulas de implementación generación eléctrica mediante biomasa. ..................... 271 6.2.9. Fórmulas de implementación de un plan de actuación integral. ................................ 271 7. Conclusiones. ........................................................................................................................ 272 8. Futuras Investigaciones. ........................................................................................................ 273 9. Bibliografía y referencias. ...................................................................................................... 274 Página | iv 1. Introducción. 1.1. Historia de las Auditorías Energéticas en España. Una de las variantes más importantes a la hora de aumentar la productividad de una empresa además de una mayor calidad en la producción es sin lugar a dudas la energía. Pese a ello, la mayoría de la energía utilizada por parte de las empresas suele ser importada. Por ello, el conocimiento de cómo la empresa contrata su energía, cuales son los procesos en los que más y menos consume, cuanto repercute en sus costes, la comparativa respecto a otras empresas similares, sumado todo ello a las posibles mejoras para rebajar el coste energético, originó el desarrollo de las auditorías energéticas. A causa de la crisis del petróleo, entre 1972 y 1992, se puso de manifiesto la gran dependencia energética que sufría España. Muchas de las empresas que hasta ese momento utilizaban el petróleo como fuente de energía y que alababan su alta rentabilidad sufrieron de esta crisis. Por ello el Estado español decidió incentivar la racionalización del consumo energético. Se realizaron estudios técnico-económicos que indicaron que podía reducirse el gasto en energía, y se decidió finalmente aplicar medidas de esta índole en todo tipo de empresas, pero en su gran mayoría empresas grandes y medianas que formasen parte de los sectores con mayor dependencia energética. La optimización energética no se alcanzó automáticamente, sino que se conjuntaron diferentes esfuerzos como la realización de auditorías, operaciones de demostración, introducción de equipos, procedimientos más eficientes y esquemas de financiación que permitieron rebajar la dependencia energética de las empresas, pero con el tiempo el crecimiento económico y nuevas exigencias han modulado la mejora. Las primeras auditorías energéticas se efectuaron al colectivo de empresas con gran consumo, más de 10.000 tep/año. El colectivo estaba integrado por 309 empresas que suponían el 65% del consumo español. El guión lo preparó la administración y la presentación era obligatoria. A la vista de los excelentes resultados alcanzados con las primeras auditorías, se efectuó otra campaña dirigida a las empresas con consumos comprendidos entre 2.000 y 10.000 tep/año. El siguiente hito en la historia de las auditorías fue el denominado sistema PADA (Patrón con disminución de aspectos), que se inició coincidiendo con la creación del Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE) y de las primeras Comunidades Autónomas, con competencias en materia de energía. El sistema PADA se dirigía al colectivo de empresas con consumos de hasta 500 tep/año. La coordinación del IDAE consiguió que se estableciera una metodología de trabajo uniforme y se produjera una transferencia de Tecnologías de uso Eficiente de la Energía. Página | 1 1.2. El Auditor Energético. Es el profesional que realiza la auditoría en ocasiones coordinando a un grupo de especialistas, por la amplitud o complejidad de la instalación analizada. La diversidad de tipos de empresas, pertenecientes a sectores con procesos muy diferentes, distintos tipos de equipos consumidores y tecnologías energéticas horizontales específicas hacen aconsejable que el auditor, o el coordinador al menos, tenga una formación muy amplia, con conocimientos de las técnicas energéticas en profundidad y capacidad para relacionar los procesos productivos con el consumo de energía. El auditor energético deberá poseer los conocimientos necesarios para la realiza-ción de cálculos técnicos y económicos así como la capacidad de realizar o dirigir las mediciones que sean necesarias. La habilidad para realizar cálculos técnicos y económicos es necesaria. Los perfiles que más se adaptan a estos requisitos son los de Ingenieros Superiores o Técnicos de especialidades energéticas. La base teórica debe ir acompañada de una amplia experiencia profesional de trabajo en plantas, de diseño y/o de la realización de auditorías energéticas. La participación de instaladores en las auditorías, aportando bagaje práctico en determinadas tecnologías horizontales o equipos puede admitirse, siempre que no se pierda la visión de conjunto y se potencie la perspectiva de eficiencia energética. No existe un registro de profesionales auditores energéticos, ni de empresas auditoras, ni organismos de certificación. 1.3. Formulario para el desarrollo de las Auditorías Energéticas. La normalización y la garantía de calidad es una idea que ha penetrado profundamente con la difusión de las normas de la serie ISO 9000. Se trata de conocer la trazabilidad de los consumos de energía, la replicabilidad de los resultados, al tiempo que se ponen los medios para asegurar un nivel de calidad alto. Las auditorías energéticas requieren que se establezca una buena relación entre el personal de la empresa auditada y el personal auditor, para que la transmisión de datos e informaciones sea más fluida. La planificación de los trabajos de la auditoría debe acordarse con el responsable de la empresa, para minimizar las interferencias con el normal funcionamiento de las empresas, y cumplirse estrictamente. Para la realización de medidas “in situ” debe obtenerse autorización previa. Se harán con las máximas medidas de seguridad para el personal de la fábrica y de la auditora. En lo posible, hay que evitar que los operadores de la planta modifiquen su método de trabajo habitual. Es conveniente preparar una lista de la documentación necesaria para la auditoría, y comentarla con el responsable de la empresa para fijar un plazo de entrega, así como solicitar los permisos Página | 2 necesarios para la instalación de aparatos de medida. Estas instrucciones generales son también aplicables cuando la auditoría la realiza personal de la propia empresa. Una parte importante de la auditoria está constituida por la recopilación de datos permitiendo extraer buenas conclusiones sobre consumos específicos. Cuando la empresa no disponga de datos y no se pueda cumplimentar algún apartado, podrá obviarse cuando se estime que no afecta al resultado de la auditoría. En caso contrario, la experiencia del auditor y la comparación con la práctica en el sector permitirá fijar un criterio para estimar el valor no conocido. Para valorar las mejoras puede utilizarse la experiencia del auditor, base de datos y ofertas de suministradores. 1.4. Ampliación de los beneficios de la auditoría. Durante la realización de los prediagnósticos y la auditoría energéticos se recopilan, en cada empresa visitada, un conjunto de datos básicos: producciones, con-sumos de electricidad y combustibles y los costes energéticos. Estos datos se analizan y se relacionan entre sí para determinar unos indicadores energéticos: consumos específicos y, a ser posible, costes energéticos para los distintos productos elaborados. Cuando se estudian posibles mejoras energéticas se plantean soluciones tradicionales o novedosas, así como la utilización de buenas prácticas energéticas en la empresa. Los prediagnósticos y auditorías energéticas se vienen realizando desde los primeros tiempos de la crisis energética, en campañas para incentivar la eficiencia energética, pero la explotación en común de los datos recopilados se ha aprovechado muy parcialmente. Para ampliar los beneficios de la actuación individual en cada empresa auditada se pueden utilizar los tres instrumentos siguientes: Mejores prácticas y “Benchmarking” que se describen a continuación. 1.4.1. Mejores prácticas. Las mejores prácticas son “recetas” identificadas por la experiencia conjunta de muchos usuarios y expertos en energía, sobre la mejor forma de diseñar, desarrollar, implantar, operar y mantener los sistemas productivos y los servicios de las fábricas para conseguir una mayor eficiencia energética en un ámbito determinado. La realización de los prediagnósticos y auditorías permite recopilar las mejores prácticas energéticas desarrolladas intuitivamente en las fábricas visitadas, y su posterior normalización y presentación para provecho del colectivo industrial. Página | 3 1.4.2. Benchmarking. El “benchmarking” energético (estudio comparativo) se desarrolla para conocer el estado del consumo energético de varias empresas del mismo sector, y comparar de manera sistematizada las distintas características del consumo de energía. Es una información muy valiosa para detectar la excelencia energética y así, tomar decisiones sobre reformas o nuevas inversiones, sin tener que reinventar desde cero, reduciendo costos y tiempo. El benchmarking debe incluir distintos elementos, para que sea efectivo: Variables energéticas a comparar y las condiciones de comparación. Importancia relativa de cada variable. Características similares entre empresas estudiadas. Elementos evaluados. Clasificación y agrupación: características y valores. Proyectos innovadores, ventajas competitivas, deficiencias y áreas de oportunidad. En definitiva, el “benchmarking” energético es una búsqueda de la excelencia energética. Es un proceso lento y que requiere una participación muy proactiva de las empresas y personas participantes. Página | 4 2. Objetivos. Se pretende replicar la metodología usada para la aplicación de medidas de ahorro energético en la industria, a un campo de consumo tan amplio, como los consumos que se producen en un municipio, con la implicación de intereses que eso conlleva. Y así conseguir una sostenibilidad, tantas veces utilizada y tan pocas veces aclarada. El concepto de sostenibilidad en sí mismo es interpretado de diversas formas según el sector en que se emplee, es por ello que se hace necesaria la definición de entorno sostenible en el marco de este proyecto como aquel en el que conviven las facetas económicas, sociales y medioambientales, y sólo aquel que aboga por la coexistencia y la viabilidad de todos ellos es el que merece la catalogación de sostenible. Una característica común y necesaria en estas localidades es la apuesta por la participación ciudadana y su concienciación. Por ello este estudio no se limitará únicamente a la generación de indicadores económicos que garanticen la viabilidad de medidas para el ahorro y eficiencia energética, sino que busca la participación y complicidad de grupos y actores sociales del municipio. Se entiende que apostar por un entorno sostenible, más allá de la idea de autoabastecimiento energético, es iniciar una senda encaminada hacia el desarrollo del municipio. Queda intrínseco en esa idea de sostenibilidad, la necesidad de un cambio en el modelo de gestión actual que precisa de agentes que lo gestionen y lo hagan viable, lo que necesariamente requiere de un desarrollo social y cultural de la localidad y de la participación, mediante la generación de empleos verdes, de la ciudadanía. Mediante ejemplos visibles en otras comunidades, la actualidad está demostrando que las localidades que están apostando por estas líneas de actuación se están estableciendo como pioneras y referente internacional. Este modelo ya es viable en un mercado actual en crisis y con un futuro incierto. Una característica común que presentan estas localidades es la apuesta por la participación ciudadana y su concienciación. Por ello parece un camino muy limitado restringir el presente estudio incidiendo únicamente en la generación de indicadores económicos que garanticen la viabilidad de medidas para el ahorro y eficiencia energética. La participación de grupos sociales con inquietudes muy diversas hace necesaria la utilización de otros indicadores con mayor incidencia en la toma de decisiones. Los aspectos económicos del proyecto pasan a segundo plano frente a índices sociales como pueden ser la ocupación, la formación o la sensación de bienestar en el municipio. Obtener un sistema de análisis e implantación de medidas que buscan el ahorro y la eficiencia de los sistemas de consumo energético en los municipios sin perder de vista el carácter sostenible del proyecto en su globalidad. También se incluirá el análisis de formas de generación energética alternativas a las actuales, y posibles formas de asociación para reducir los costes de contratación y consumo. Al contrario que en los proyectos habituales, en esta iniciativa se entiende que el objetivo de una localidad energéticamente sostenible tiene muchas implicaciones que permiten mantener un proyecto vivo en el tiempo y con diferentes fases de implantación según las necesidades puntuales de cada municipio. Es por ello que se apostará por, una vez conocidas las peculiaridades de la localidad y establecido un protocolo de actuación que permita exportar este modelo a otros lugares, Página | 5 identificar las diferentes opciones de actuación y permitir libertad en la forma en que los habitantes quieran aproximarse al concepto de sostenibilidad energética. Se promoverá que sea el grado de madurez de una localidad el que demande la implantación de las medidas que hayan sido recogidas en este proyecto, aportando herramientas de decisión y asegurando de esta forma la apuesta social e implicación de todos los agentes. Dado que el proyecto pretende dar un alcance global a la categoría de “Pueblo Verde”, con potenciales líneas de actuación en el ámbito social, económico y medioambiental, el presente documento no se limita a conocer las formas de abastecimiento energético y su perfil de consumo, además se pretende llegar a un grado de conocimiento del mismo que permita actuar en las diferentes áreas establecida a fin de lograr el grado de sostenibilidad que se demande en cada momento. Es por ello que la caracterización social y ambiental del municipio constituye una parte importante en el estudio. Página | 6 3. Contexto. Apostar por un entorno sostenible, más allá de la idea de autoabastecimiento energético, es iniciar una senda encaminada hacia el desarrollo del municipio. Queda intrínseco en esa idea de sostenibilidad, la necesidad de un cambio en el modelo de gestión actual que precisa de agentes que lo gestionen y lo hagan viable, lo que necesariamente requiere de un desarrollo social y cultural de la localidad y de la participación, mediante la generación de empleos verdes, de la ciudadanía. Aprovechar la visión del ingeniero y extrapolarla a otras actividades que se realizan en la sociedad incluyendo los criterios y formas de trabajo propios de la profesión, puede originar una gran fuente de alternativas y propuestas a valorar por la sociedad. Es por ello que la transposición de los procedimientos seguidos en la propuesta de medidas de ahorro y eficiencia energética que se produce en el ámbito de la industria sería de mucha utilidad en el análisis global de un municipio completo, abarcando otros puntos de la vida diaria. 3.1. Planteamientos para un Nuevo Modelo Energético. Tomando como base el informe de la Fundación Renovables respecto a los planteamientos para un futurible nuevo modelo energético podemos partiendo de la situación descrita en el apartado anterior y teniendo en cuenta el desarrollo alcanzado, su evolución errática y las exigencias y compromisos de carácter medioambiental y económico en relación con el Ahorro y las Energías Renovables, considerar la necesidad ineludible de avanzar, incluyendo como posicionamiento de partida para un nuevo escenario energético los siguientes planteamientos: 3.1.1. Reducir la dependencia. Hay que tomar conciencia de la necesidad y la urgencia en la mejora de los ratios de dependencia energética, intensidad energética y emisiones de CO2. No reducir la dependencia de los combustibles fósiles va a dificultar y a retrasar el crecimiento económico y nos abocará a futuras crisis por sus elevados precios, por las crisis de suministro y por su impacto directo en la deuda. Que la economía española y por extensión la de nuestros municipios necesite consumir más energía para producir sus bienes y servicios supone una pérdida de competitividad creciente, al competir con economías mucho más eficientes. Y no ser más exigentes en la reducción de emisiones de CO 2 aumenta la vulnerabilidad de España ante los nuevos impactos del Cambio Climático, que van a ser visibles en nuestra península y más aún en el área del Mediterráneo, con un coste incalculable para la población. 3.1.2. Oportunidad para el cambio de modelo de crecimiento. Es imprescindible aprovechar la gran oportunidad que se deriva del cambio de modelo de crecimiento económico y de estrategia energética con una reacción consecuente para que ya nada sea igual. El potencial de desarrollo tecnológico, de eficiencia, de competitividad, de desarrollo de Página | 7 nuestras exportaciones, de desarrollo regional, de creación de empleo y de impulso a una nueva base industrial para la economía es gigantesco. De la misma manera hay que considerar, como una inmensa oportunidad, la transición de un modelo energético vertical y centralizado a otro basado en la generación distribuida, más democrática y accesible a todos los ciudadanos. Oportunidad no solo económica sino de recuperar el liderazgo tecnológico e industrial a partir de la consideración de que la energía debe ser la clave de la recuperación económica y de la reorientación del modelo económico hacia la sostenibilidad. El nuevo modelo necesita mecanismos económicos, políticos, administrativos y sociales que permitan evolucionar desde una economía dependiente de la venta de productos a una basada en la prestación de servicios, vinculando los beneficios con los servicios prestados y no con la cantidad de energía o productos vendidos. 3.1.3. Cambio de cultura de la energía. La transición hacia un modelo económico y una estrategia energética sostenibles necesita un cambio en la cultura del uso de la energía desde la actual de mayor consumo posible a otra de ahorro y cero emisiones. La racionalización en el uso de la energía exige otra educación y forma de pensar y entender el consumo energético. Los costes de esa transición deben cargarse al conjunto de los consumidores, pero haciendo especial énfasis en el consumo de combustibles fósiles. Ese esfuerzo de corresponsabilidad debe reflejarse en señales de precios a los consumidores y al mercado, comenzando a incentivar las conductas de ahorro de energía y de emisiones y penalizando los hábitos de mayor consumo, despilfarro y emisiones contaminantes. 3.1.4. El entorno urbano, escenario prioritario. El potencial de un sistema complementario basado en las tecnologías de ahorro de energía y en todas las fuentes renovables es, ahora mismo, ilimitado y tiene un escenario prioritario al que dirigirse como son los entornos urbanos, donde se concentran la mayoría de los habitantes ya que el 60% de la población vive en el 10% del territorio. Como hemos señalado en el punto anterior, la economía y la sociedad necesitan otra cultura de la energía basada en el ahorro y la eficiencia, integrados en el urbanismo y el transporte y con señales claras de precio que incentiven ese cambio hacia otro nuevo pensamiento de la energía como bien básico, necesario, universal y limpio de emisiones contaminantes. 3.1.5. Transparencia. Ni es más barato ahorrar que hacer renovables –como se ha afirmado en algún caso– , ni frenando las renovables se evitarán sucesivas subidas de la electricidad como se quiere hacer creer a la opinión pública con mensajes confusos cuando no inciertos. Es necesaria, pues, más transparencia Página | 8 del sector energético ante la sociedad y que se conozcan todos los costes reales de nuestro sistema energético para que se tome en serio la necesidad de ahorrar energía. La realidad es que ahorro, mejora de la eficiencia y promoción de las renovables constituyen un todo indisoluble para el necesario cambio de modelo energético de nuestro país y las únicas tecnologías que simultáneamente pueden reducir las importaciones energéticas, las emisiones de CO2 y los costes de generación eléctrica son las renovables, porque son autóctonas, limpias y de disponibilidad ilimitada e inmediata sin coste alguno. 3.1.6. Empleo. Todas las previsiones de la ONU, de la Unión Europea y de los países líderes en renovables, como China, Alemania y EEUU, prevén un potencial significativo de creación de nuevos empleos en esta década a través del cumplimiento de mayores objetivos en renovables y en servicios energéticos, principalmente los referidos a la integración de las tecnologías renovables y de la eficiencia energética en el urbanismo y el transporte. En España, numerosos informes oficiales coinciden en estas previsiones que establecen un potencial de entre 500.000 y 1.000.000 de nuevos empleos para 2020 en el sector de las renovables y los servicios energéticos, como así se recoge en las ideas del PER y del PAEE. 3.2. Propuestas energéticas. Definido el escenario y cuantificados los objetivos, se plantea la forma de alcanzarlos con un conjunto de propuestas que definen la política energética necesaria para aprovechar la gran oportunidad que supone avanzar en la construcción de un modelo energético sostenible. 3.2.1. Implantación de programas y objetivos en Ahorro y Eficiencia Energética. Es prioritario, por criterios de eficiencia, afrontar los usos de la energía en los sectores de mayor consumo, como son la edificación y el transporte. Se debe incentivar y promover el Ahorro y la Eficiencia Energética en el sector doméstico y en la edificación, imponiendo la consideración del factor energía en todos los desarrollos urbanos y de infraestructuras. Se debe reordenar todo el sector del transporte para ir limitando el uso del vehículo privado, elevando la cuota del transporte público y por ferrocarril. El enfoque en materia de Ahorro y Eficiencia Energética debe acometerse desde una doble vertiente: Página | 9 Optimizando el proceso transitorio desde la realidad actual hasta alcanzar los objetivos planteados en este documento, fundamentalmente en los procesos de transformación de energía primaria en energía final y en la cobertura de la demanda. Adecuando la demanda de energía en función de las características de las fuentes de energía disponibles, atendiendo a la necesidad de sustitución de fuentes de energía no renovables, tanto por cuestiones medioambientales y de seguridad de suministro como por idoneidad económica, en un horizonte temporal amplio, por Energías Renovables. Transición energética. En un proceso de cambio como el propuesto es imprescindible optimizar la transición de los procesos de transformación de la energía primaria en energía final y la cobertura de la demanda. Debe tenerse en cuenta que la realidad proyectada con un objetivo final para el 2050 en base a las Energías Renovables, no debe hacer pasar por alto que el objetivo es finalista y que este tiene un horizonte a 40 años, lo que da una especial importancia al establecimiento de un marco transitorio de actuación convergente, tanto en el papel de cada fuente como en su evolución. Conjuntamente con el mantenimiento de los criterios de eficiencia en la transformación de energía es necesario avanzar en los siguientes puntos: a) Acercamiento de la generación al consumo. b) Implantación continua de las modificaciones necesarias en las infraestructuras y equipamientos de medida y comunicación para que el consumidor sea el centro del sistema energético del futuro, en una doble vertiente, como consumidor y como generador. c) Reducción del peso de las fuentes de energía no renovables que hoy forman parte del mix energético, tanto por el impacto ambiental que generan como por su proyección económica negativa (como resultado de la aplicación de una metodología global de largo plazo), razón por la que se proponen las siguientes líneas de actuación: Adecuación del régimen de funcionamiento de las plantas de generación y transformación y retribución del papel a asumir como respaldo de las fuentes renovables. Mejora de la eficiencia de las plantas en función de este papel y adaptación técnica. Minimización de emisiones y de generación de residuos mediante el cierre paulatino de centrales más contaminantes o que no puedan desarrollar el papel anteriormente mencionado, como es el caso de las centrales de carbón y las nucleares, para lo cual se propone un plan de cierre programado. d) Eliminación de todas las subvenciones, directas e indirectas, a los combustibles fósiles y la energía nuclear, así como a todos los equipamientos y usos ineficientes de la energía. Página | 10 Adopción de una posición firme, a nivel europeo, para que se establezca un régimen claro que prohíba, a nivel comunitario, la extensión de ayudas a los combustibles fósiles. e) Apoyo y fomento, como herramienta de transición, de la cogeneración como Generación Distribuida, hasta su sustitución por fuentes renovables (la vida útil entorno a los 15 años la convierte en un instrumento adecuado para la descentralización paulatina de la generación). En esta línea hay que hacer especial hincapié en: f) Su instalación se condicionará a que se demuestre su utilidad en la reducción de demanda de energía primaria. Un Plan Renove de la potencia actual con criterios de eficiencia y adecuación a consumos reales. La apuesta por la microcogeneración. El desarrollo de sistemas urbanos de calefacción y refrigeración. La apuesta por la biomasa como combustible para la cogeneración, frente a su uso en centrales térmicas convencionales. Regulación de los biocombustibles y del hidrógeno con criterios estrictos de sostenibilidad. El uso de la bioenergía deberá quedar restringido a las aplicaciones más eficientes y en usos finales donde no sea viable otra solución basada en Energías Renovables. El hidrógeno deberá producirse siempre con Energías Renovables. g) Planificación y gestión integrada de los sistemas eléctricos y de combustibles (biogás e hidrógeno), para facilitar la incorporación creciente y de forma eficiente de la Energía Renovable y optimizar las infraestructuras existentes. Adecuar la demanda de energía. La credibilidad del Plan de Ahorro y Eficiencia Energética dependerá de que se envíen señales de precios por las que se incentive el ahorro de energía y de emisiones de CO 2 y se penalicen el mayor consumo y las emisiones contaminantes. Los precios y las tarifas eléctricas deberán reflejar los costes sociales y ambientales originados y ser el vehículo de los cambios a introducir para el cumplimiento de los objetivos propuestos. Las actuaciones en Ahorro y Eficiencia Energética no deben tener carácter coyuntural y deben ser fruto de un consenso con todos los agentes sociales y las comunidades autónomas, con medidas y objetivos de carácter vinculante y que pase de las recomendaciones y anuncios a las obligaciones y responsabilidades con las siguientes líneas de actuación: 1. Establecer un mercado de derechos de ahorro de energía fijando para las compañías distribuidoras de electricidad y gas un ahorro, cada año, del 2,5% del total de la energía que facturan a los consumidores finales, con un baremo de sanciones para su cumplimiento. Este mercado de derechos de ahorro debe contribuir a financiar las inversiones en Ahorro y Página | 11 Eficiencia Energética, incluyendo un plan vinculante de cambio de contadores y tarifas por bloques y en función del consumo. 2. Integración en el sistema energético del sistema de transporte (de viajeros y mercancías) y de la edificación, mediante la eficiencia energética, la electrificación y la gestión inteligente. 3. Modificación de las tarifas eléctricas para que reflejen apropiadamente los costes horarios de la energía suministrada: modificar el término de energía según niveles de consumo (que favorezcan a quien usa la energía de modo racional y penalicen a quien la derrocha) y hacer depender el término de potencia de la potencia realmente demandada en cada hora en relación a la potencia renovable disponible. Por lo que respecta al término de potencia, el principal desde el punto de vista de la regulación de un sistema eléctrico basado en renovables, deben articularse los mecanismos de mercado adecuados para retribuir los servicios de regulación proporcionados mediante la gestión y respuesta de la demanda. 4. Plan de Movilidad Sostenible que incorpore: a) Organización de un sistema de transporte inteligente, basado en el suministro de servicios de movilidad apoyado en un parque diverso de vehículos eléctricos de uso colectivo, que facilite la intermodalidad entre los modos carretera y ferrocarril y, para la movilidad interurbana de mercancías, desplazar el modo carretera por el ferrocarril mientras se introduce una red de “electrolineras” y puestos de recarga de hidrógeno para camiones. b) Limitación a la circulación de vehículos de baja ocupación en las ciudades, estableciendo la obligatoriedad de planes de movilidad sostenible en las AAPP y empresas y un reforzamiento del transporte público a través del metro en superficie. c) Adaptación de normas de urbanismo para diseño de espacios y comunicaciones. d) Adaptación de infraestructuras. 5. Plan de Transporte de mercancías por ferrocarril. Puesta en marcha de forma urgente de un plan, por parte del Ministerio de Fomento, para incrementar el transporte de mercancías por ferrocarril. España presenta el menor porcentaje de transporte por ferrocarril de la UE. 6. Desarrollo de la introducción del vehículo eléctrico: a) Plan de desarrollo de infraestructuras de recarga. b) Vinculación a las fuentes de Energía Renovables. c) Modelo fiscal de apoyo para introducción del vehículo eléctrico. d) Adecuación del diseño y prestaciones a una funcionalidad racional. Página | 12 7. Actuación sobre la edificación. El parque actual de más de 24 millones de edificios requiere de un marco de actuación decidida, tanto por el potencial existente como por los objetivos fijados en las distintas Directivas. En esta línea es preciso actuar en: a) Planes para que toda la nueva edificación y rehabilitación de la existente se realice con el criterio de edificios de saldo energético nulo. b) Sistemas de certificación de eficiencia energética de edificios y de inspección de instalaciones de manera que no se pueda comprar, vender ni alquilar ningún edificio sin certificación energética. Deberá incluir un régimen sancionador. c) Establecer la obligatoriedad de que todas las licencias, autorizaciones de obras, equipamientos e infraestructuras tengan un informe de impacto energético. d) Ampliación del marco de actuación con especificaciones de renovación urbana sostenible, eliminando el uso del vehículo privado, implantando la generación distribuida, planes de iluminación y alumbrado eficientes, controlando y reduciendo las emisiones de CO2 e introduciendo la gestión inteligente mediante las tecnologías de la información. e) Establecer en la Ley de Propiedad Horizontal y en las ordenanzas municipales la obligatoriedad de una regulación energética y uso eficiente de las temperaturas de las calefacciones y sistemas de refrigeración, ascensores y ACS. f) Extensión de la regulación de la eficiencia energética en todos los edificios a las demandas de equipamientos, cargas de proceso e iluminación. Modificación del Código Técnico de la Edificación para aumentar las exigencias de aislamiento en los edificios, de forma que en todos los emplazamientos se alcance el mínimo consumo energético para el máximo nivel de confort. 8. Desarrollo de un Plan Nacional de Rehabilitación Energética de Edificios creciente, del 2% el primer año (500.000 edificios), y con un horizonte de rehabilitación total en 20 años. Se deberá implantar un programa de incentivos fiscales en función de la certificación energética y con instrumentos financieros garantizados por el porcentaje de reducción de la factura energética, en función del concepto de óptimo de rentabilidad de la eficiencia energética que establece la nueva Directiva de edificios y que debe constituir la base de actuación de las empresas de servicios energéticos. La rehabilitación de los edificios públicos será inicialmente del 3% cada año para su rehabilitación total en 15 años. 9. Plan de Energías Renovables de aplicación térmica (solar, biomasa, geotermia) en la industria. En la edificación, la regulación debe promover la integración óptima de la generación renovable distribuida con el intercambio con la red de electricidad 100% renovable. 10. Puesta en marcha de un plan global de etiquetado con niveles de eficiencia mínimos obligatorios y desarrollo de incentivos/penalizaciones como consecuencia del mismo, que acoja a los siguientes equipamientos: Página | 13 a) b) c) d) Vehículos. Electrodomésticos y equipamientos. Motores. Edificios. 11. Establecimiento de un marco de apoyo específico para la incorporación de instrumentos financieros y administrativos que ayuden a la puesta en marcha de las distintas iniciativas de eficiencia energética, con el fin de romper las reticencias existentes por parte del consumidor a invertir en programas de ahorro, situación que se debe alcanzar por educación, información, medidas obligatorias y señal de precio suficiente. Este marco debe incluir: a) El fomento de las Empresas de Servicios Energéticos o agregadores de demanda como instrumentos para conseguir los objetivos de ahorro energético y gestión de la demanda en instalaciones de los consumidores. b) La introducción con carácter obligatorio de la figura del gestor energético como un apoyo necesario para poner en marcha, monitorizar y hacer un seguimiento de los objetivos de ahorro en instituciones y empresas. c) La creación de entidades independientes para verificación de ahorros como complemento a las ESE y los gestores energéticos. 12. Redes inteligentes. Obligación de incorporar IT en la edificación y en el urbanismo, considerando al consumidor como elemento principal del sistema y adaptando las infraestructuras existentes a modelos de gestión tipo Smart Grid (redes inteligentes). Esto responde a la necesidad de acercar la generación al consumo y a la reducción del tamaño de cada generador, lo que requiere disponer de un sistema de gestión y medida de gran capacidad y flexibilidad, zonificando el marco de actuación en estructuras de redes inteligentes. 3.2.2. Energías Renovables. Líneas de actuación. 1. Transposición fiel y completa de la Directiva 2009/28/CE de renovables al ordenamiento jurídico nacional, reconociendo el carácter estratégico de las fuentes renovables y el beneficio que suponen para la economía y la sociedad, tanto por sus externalidades como por el resultado favorable para el país del análisis coste-beneficio de sus inversiones. Página | 14 2. Incluir en la Planificación Energética el Plan de Energías Renovables 2011-2020 (PER) y extrapolarlos objetivos cada 10 años, con el horizonte en 2050, y con los siguientes condicionantes: a) Los objetivos del PER serán vinculantes para todas las Administraciones Públicas (AAPP). b) El PER se elaborará con la participación de las CCAA y será debatido en el Congreso de los Diputados, previa consulta a los agentes sociales e información pública. c) Se efectuará un seguimiento bianual, con evaluación de cumplimientos e impactos que se debatirá en el Congreso de los Diputados. d) Las determinaciones del PER relativas a las redes se incorporarán a la planificación estatal con el mismo carácter vinculante. e) Los planes de ordenación de todas las AAPP deberán incorporar los beneficios de las renovables evitando barreras y restricciones genéricas. f) Objetivos por tecnologías y previsiones de utilización de los mecanismos flexibles. 3. Incluir las medidas necesarias para el acceso a redes y adecuación de las interconexiones internacionales para hacer posibles los objetivos. Para ello, se deben establecer criterios ambientales de obligado cumplimiento en la planificación de las redes eléctricas, como son la menor afección posible a los espacios protegidos y a la biodiversidad, así como criterios e incentivos para el diseño de redes inteligentes. 4. Establecimiento de un sistema retributivo suficiente, convergente y de acuerdo con las curvas de aprendizaje de cada tecnología, en base al feed in tariff definido para la vida útil y en base a las características de cada tecnología y/o el emplazamiento de las instalaciones. 5. Establecimiento de un marco retributivo para las instalaciones de generación distribuida, incluyendo el fomento del autoconsumo con tratamiento específico de apoyo. Reconocimiento del pleno derecho de los consumidores a participar en los mercados energéticos, al ofrecer servicios de gestión de la demanda para regulación, almacenamiento y ahorro energético. Articulación del contexto regulatorio y mecanismos de mercado para la plena integración de la demanda en la operación del sistema. Desde todos y cada uno de los puntos de consumo debería ser posible tener una participación activa en la operación del sistema mediante la respuesta de la demanda a los requerimientos del conjunto del sistema, con una retribución asociada a la prestación de estos servicios. 6. Soporte del coste de transición de las renovables, hasta su convergencia, por todo el sistema energético, penalizando los usos energéticos que no se basen en los objetivos de eficiencia y renovables aquí planteados. En el apartado de políticas de apoyo se incluye la base del desarrollo de incentivación de las renovables y de la eficiencia de acuerdo a criterios de aplicación fiscal y a la incorporación de costes por emisiones, en los términos de la propuesta de Página | 15 Corresponsabilidad en el Sector Energético presentada por la Fundación Renovables en 2010, recogida en el Informe de la Subcomisión de Industria del Congreso de los Diputados. 7. Medidas para asegurar la transición del modelo actual basado en energías convencionales a renovables. Se mejorará el sistema actual de etiquetado eléctrico, desglosándose las fuentes del Régimen Ordinario y del Régimen Especial, basándose en el origen de la energía realmente suministrada y en el mínimo impacto ambiental. Deberá incluir aquellos suministros con valores de emisiones de CO2 y residuos radiactivos igual a cero. 8. Puesta en marcha de un plan de I+D+D+d y de transferencia de tecnología a la industria para fomentar la generación de valor tecnológico como soporte al aprovechamiento de fuentes de Energías Renovables. 9. Adecuación de los procedimientos administrativos para la legalización de instalaciones: a) Se establecerá el procedimiento de acumulación y unificación de expedientes y silencio positivo. b) Automatización de procedimientos para instalaciones de pequeño tamaño integradas en consumo. c) Flexibilización de procedimientos. 3.3. Desarrollo Legislativo. El cambio de modelo energético y el periodo transitorio para alcanzar los objetivos propuestos debe estar soportado por un desarrollo legal que obligue a adoptar las decisiones necesarias para alcanzar dichos objetivos de cobertura a las medidas planteadas en el capítulo anterior. 3.3.1. Transposición de Directivas. La Comisión Europea a través de la promulgación de distintas directivas ha marcado las pautas y objetivos, desgraciadamente en muchos casos no vinculantes, para que los distintos Estados Miembros de la Unión Europea vayan adaptando su ordenamiento jurídico mediante la transposición de las Directivas y asuman como propios los compromisos fijados por la Unión Europea. El diferencial existente entre la realidad energética española y los objetivos fijados en las distintas Directivas es lo suficientemente grande e inadmisible para que España alcanzara un cambio significativo en materia de comportamiento energético con el solo ejercicio de trasponer y poner en marcha lo dictado por la Comisión Europea. La primera exigencia de la Fundación Renovables es la transposición efectiva de las distintas Directivas en vigor y la participación decidida en las actualmente en desarrollo, y que a modo de resumen son: Página | 16 Cumplimiento de los acuerdos de Lisboa. Transposición de la Directiva 2009/28/CE de Renovables. Transposición de la Directiva 2010/31/UE de Eficiencia Energética de Edificios. Desarrollo proactivo a nivel nacional de los objetivos de la propuesta de Directiva de Eficiencia Energética, actualmente en discusión. 3.3.2. Adecuación del Ordenamiento Jurídico Español. La consecución de los objetivos y la puesta en marcha de las distintas iniciativas propuestas deben contar, desde el punto de vista del ordenamiento jurídico español, con la promulgación de nuevas normas jurídicas que incorporen el papel de la energía como motor de desarrollo, regulando la transición hasta alcanzar los objetivos propuestos. En un desarrollo básico de las necesidades actuales es necesario promulgar/adaptar las siguientes normas jurídicas: 1. Promulgación de la Ley de Ahorro, Eficiencia Energética y Energías Renovables, de acuerdo con las propuestas planteadas en este documento. 2. Adaptación de la Ley de Economía Sostenible a las exigencias que los compromisos medioambientales y los objetivos propuestos, regulando el cierre de instalaciones contaminantes y su sustitución por Energías Renovables. Aprobación de la Ley de movilidad sostenible y de la planificación energética integral. 3. Adecuación del ordenamiento jurídico en materia fiscal que convierta la política fiscal en el instrumento fundamental para alcanzar los objetivos previstos, gravando con carácter finalista la utilización de Fuentes de Energía No Renovables. Internalización de los costes externos (sociales y ambientales) de la producción de energía, de forma que el precio de cada unidad de energía suministrada refleje su coste real, incluido el coste de las emisiones de CO2, los residuos (durante todo el tiempo en que dichos residuos resulten peligrosos) y el riesgo nuclear (incluida la cobertura completa del riesgo de daños en caso de accidentes nucleares), y aplicar el principio de que ‘el que contamina paga’. Contaminar tiene que salir caro. Debe entenderse como un criterio de equidad y equilibrio en la aplicación de una fiscalidad que tenga en cuenta los intereses generales y los beneficios de un menor consumo de energía y la eliminación de las emisiones de CO2. La corresponsabilidad fiscal habrá de llevarse a cabo mediante el establecimiento de criterios de equidad entre todos los sectores consumidores de energía, vinculándola directamente al objetivo de reducción de emisiones de CO2. 4. Desarrollo de una legislación específica para la gestión, almacenamiento y tratamiento selectivo de residuos, con el objetivo primordial de reducir la generación de residuos, muy especialmente los de carácter tóxico, y donde se dé la adecuada prioridad a la separación en origen, reutilización, reciclaje y compostaje, evitando todo incentivo a la incineración o el vertido. Página | 17 5. Adaptación del ordenamiento jurídico relacionado con la generación, transporte, distribución y comercialización de electricidad. 6. Adaptación de la Ley de Propiedad Horizontal, estableciendo en las ordenanzas municipales la obligatoriedad de una regulación energética, así como una regulación más flexible de las Comunidades de Propietarios para la implantación de sistemas de ahorro y eficiencia y de generación distribuida. 7. Obligación de separación patrimonial completa entre las empresas que poseen las redes de transporte y distribución y las que poseen las centrales de generación y no permitir su pertenencia a un mismo grupo empresarial. 8. Adaptación de las funciones de los Organismos Públicos de Regulación, inspección, control y sanción. Total independencia de los organismos reguladores. 9. Creación de la Agencia para el Ahorro y las Energías Renovables como ente administrativo e institucional dotado de un papel determinante, incluyendo un Consejo Consultivo de Ahorro y Uso Eficiente de la Energía como órgano de participación social, económica y ciudadana, agrupando en dicha Agencia las funciones hoy existentes en distintos organismos. 10. Establecimiento de un plan de I+D+D+d a nivel nacional distribuyendo actuaciones por la geografía española pero de forma coordinada sin que exista duplicación de funciones. 11. Adaptar las leyes de educación a todos los niveles educativos para el desarrollo de una cultura energética sostenible que permita mantener el liderazgo tecnológico. 12. Adaptar la legislación sobre ordenación del territorio y los procedimientos administrativos de reforma de las haciendas locales introduciendo en la tasa de residuos, vehículos, el IBI, el IAE y el ICIO, bonificaciones e impacto fiscal positivo a las inversiones en instalaciones con fuentes renovables y ahorro de energía, la certificación energética de edificios, la movilidad sostenible y la reducción y no emisión de CO 2. 3.4. Planteamiento para un Nuevo Modelo Social. Todo este planteamiento energético quedaría huérfano de muchos conceptos si no lo definiéramos vinculado a un territorio y por y para las personas. Es por ello que en la filosofía de las herramientas de gestión que se pongan al servicio de los ciudadanos se optará por fórmulas de Economía Social, en las que son las personas las protagonistas. Es por ello que acudiremos a la legislación andaluza en materia de cooperativas a través de la Consejería de Economía, Innovación, Ciencia y Empleo para situarnos en estas empresas que ofrecen una gran potencialidad y un tratamiento diferente del concepto de empresa hacía modelos más participativos, transparentes, integradores y menos especulativos. Página | 18 3.4.1. Concepto y clases de cooperativas. Las sociedades cooperativas andaluzas son empresas organizadas y gestionadas democráticamente que realizan su actividad de forma responsable y solidaria con la comunidad y en las que sus miembros, además de participar en el capital, lo hacen también en la actividad societaria prestando su trabajo, satisfaciendo su consumo o valiéndose de sus servicios para añadir valor a su propia actividad empresarial, con arreglo a los principios y disposiciones de la Ley 14/2011 de 13 de diciembre de Sociedades Cooperativas Andaluzas. Clases de cooperativas. Cooperativas de primer grado. Existen cuatro tipos diferentes: 1. Cooperativas de trabajo: las que agrupan con la cualidad de socios y socias a personas físicas que, mediante su trabajo en común, realizan cualquier actividad económica de producción de bienes o servicios para terceros. La relación de las personas socias trabajadoras con la cooperativa es de carácter societario. Dentro de éstas, se rigen por un régimen especial los siguientes tipos de cooperativas: a) Cooperativas de impulso empresarial: las que tienen como objeto social prioritario canalizar, en el ámbito de su organización, la iniciativa emprendedora de sus socios y socias, mediante la orientación profesional, la provisión de habilidades empresariales precisas para el desarrollo de cada una de sus actividades, la tutorización de dichas actividades en los primeros años de su ejercicio o la prestación de determinados servicios comunes a las personas socias que les proporcione un ámbito donde desempeñar regularmente su actividad profesional. b) Cooperativas de interés social: aquellas que tienen como finalidad la promoción y plena integración sociolaboral de determinados sectores de la ciudadanía. La actividad de estas sociedades estará constituida por la prestación de servicios relacionados con la promoción de la autonomía personal y la atención a las personas en situación de dependencia, con la protección de la infancia y la juventud, con la asistencia a personas mayores, inmigrantes, con discapacidad, refugiadas, asiladas, ex reclusas, con problemas de adicción, víctimas de violencia de género o de terrorismo, pertenecientes a minorías étnicas y cualquier otro colectivo con dificultades de integración social o desarraigo. c) Cooperativas de transporte: aquellas que agrupan como socios y socias a profesionales del transporte que, mediante su trabajo en común, ejercen la actividad de transporte de mercancías o de personas, o cualquier otra para la que se encuentren expresamente facultadas por la ley, con vehículos adquiridos por la sociedad cooperativa o aportados por las personas socias. Página | 19 2. Cooperativas de Consumo: la que tiene por objeto procurar, en las mejores condiciones de calidad, información y precio, bienes y servicios para el consumo, uso o disfrute de sus socios y socias y de quienes con ellos convivan habitualmente. Tipos: a) Cooperativas de viviendas: aquellas que tienen por objeto procurar viviendas a precio de coste, exclusivamente a sus socios y socias. También podrán tener como objeto el de procurarles garajes, trasteros y otras construcciones complementarias, así como su rehabilitación y la de las propias viviendas. b) Cooperativas de crédito: aquellas que tienen por objeto servir a las necesidades financieras activas y pasivas de sus socios y socias y, en la medida que la normativa específica aplicable lo autorice, de terceros, mediante el ejercicio de actividades y servicios propios de las entidades de crédito. Las sociedades cooperativas de crédito cuya actividad principal consista en la prestación de servicios financieros en el medio rural podrán adoptar la denominación de «caja rural». c) Cooperativas de Seguros: las que tienen por objeto el ejercicio de la actividad aseguradora para sus socios y socias en cualquiera de las formas admitidas en derecho. 3. Cooperativas de servicios: son las que integran a personas susceptibles de ser socias conforme al artículo 13.1, titulares de derechos que lleven aparejado el uso o disfrute de explotaciones industriales, de servicios, y a profesionales que ejerzan su actividad por cuenta propia y tengan por objeto la prestación de servicios y la realización de operaciones encaminadas al mejoramiento económico y técnico de las actividades profesionales o de las explotaciones de sus socios y socias. Tipos: a) Cooperativas Agrarias: las que integran a personas, susceptibles de ser socias conforme el artículo 13.1 LSCA, titulares de algún derecho que lleve aparejado el uso o disfrute de explotaciones agrícolas, ganaderas o forestales, y que tienen por objeto la realización de todo tipo de actividades y operaciones encaminadas al mejor aprovechamiento de las explotaciones de sus socios y socias, de sus elementos o componentes, de la sociedad cooperativa y a la mejora de la población agraria y del desarrollo del mundo rural, así como a atender a cualquier otro fin o servicio propio de la actividad agrícola, ganadera, forestal o que esté directamente relacionado con ellas. b) Cooperativas marítimas, fluviales y lacustres: las que integran personas, susceptibles de ser socias conforme al artículo 13.1 LSCA, titulares de explotaciones dedicadas a actividades pesqueras, de industrias relacionadas con la pesca o sus derivadas, en sus distintas modalidades del mar, ríos, lagos, lagunas, que tienen como objeto cualquier tipo de actividades y operaciones encaminadas a la mejora económica y técnica de las explotaciones de los socios y socias, de sus elementos o componentes y de la sociedad cooperativa, así como cualquier otro servicio propio de estas actividades, incluida la acuicultura, o directamente relacionado con ellas. Página | 20 c) Cooperativas de transportistas: son las que integran a personas susceptibles de ser socias conforme al artículo 13.1, titulares de vehículos y a profesionales que ejerzan su actividad por cuenta propia y tengan por objeto la prestación de servicios y la realización de operaciones encaminadas al mejoramiento económico y técnico de las actividades profesionales. 4. Cooperativas especiales: son todas aquellas sociedades cooperativas que no se encuentran comprendidas en ninguna de las clasificaciones anteriores. a) Cooperativas mixtas: aquellas en cuya actividad cooperativizada concurren características propias de las distintas clases de cooperativas a que se refiere el artículo 83.1.a) LSCA, de conformidad con lo establecido en sus estatutos, los cuales fijarán los criterios de relación equitativa y proporcional entre los socios y socias que desarrollen cada una de las actividades, determinando, en su caso, los derechos y obligaciones de cada clase. b) Aquellas que se creen reglamentariamente: las de integración social, las de servicios públicos y las de explotación comunitaria de la tierra. Cooperativas de segundo o ulterior grado. Son aquellas que agrupan, al menos, a dos sociedades cooperativas de grado inmediatamente inferior, para el cumplimiento y desarrollo de fines comunes de orden económico. 1. Homogéneas: formadas por sociedades cooperativas, si bien también podrán integrarlas los socios y socias de trabajo a que hace referencia el artículo 15 LSCA, sociedades agrarias de transformación y personas empresarias individuales. 2. Heterogéneas: integradas, además de por sociedades cooperativas, por personas susceptibles de ser socias conforme al artículo 13.1 LSCA. 3.4.2. Las cooperativas eléctricas. Las cooperativas de electricidad "verde" son empresas que comercializan (y, a veces, producen) energía eléctrica procedentes exclusivamente de fuentes renovables (como el sol, el viento, el agua, el calor geotérmico, las olas, las mareas o la biomasa). Aunque estas entidades pueden adquirir electricidad en el mercado general (y a los grandes oligopolios energéticos), todas avalan el origen renovable de toda la electricidad que comercializan y producen (con certificados de la Comisión Nacional de la Energía, CNE). En estas cooperativas, los consumidores forman parte de la empresa como socios, de manera que el objetivo no es sólo apostar por una energía limpia y renovable sino promover un modelo energético compartido con los ciudadanos, como indicábamos antes abierto y participativo. Actualmente, con sólo cambiar de compañía eléctrica podemos incrementar de forma inmediata la producción de electricidad verde y defender, de paso, otro modelo energético. Página | 21 Se trata de un modelo fuertemente afianzado en Europa, tenemos ejemplos en Ecopower (Bélgica), Enercoop (Francia) o Greenpeace Energy (Alemania). En España todavía tienen un carácter testimonial (llevan solo unos tres años) aunque los últimos datos indican que lo verde avanza. Las energías renovables suman ya el 44,3% de la demanda eléctrica del país, y gracias a ellas, las emisiones de CO2 del sector eléctrico han aminorado en enero de 2013 un 58,5% respecto a 2.012. Las cooperativas eléctricas en España. Grupo Enercoop. Alicante. Con sede en Crevillent (Alicante), es la firma matriz de un grupo cooperativo que procede de la Cooperativa Eléctrica Benéfica San Francisco de Asís creada en 1.925 para ofrecer electricidad a las empresas de la región, en especial del sector textil. En la actualidad, Enercoop reúne a varios socios productores, distribuidores y comercializadores de energías renovables y de cogeneración para seguir suministrando electricidad verde a la población alicantina a un precio menor. La tarifa que aplica a sus kilovatios verdes (procedentes tanto de sus minihidráulicas o su huerta fotovoltaica como del mercado mayorista) es entre un 13 y un 15% inferior a las oficiales. Som Energía, o “Somos energía” en catalán. Cataluña y España. Es la primera cooperativa de producción y consumo de energía verde en España y el segundo distribuidor nacional de electricidad 100% renovable después de Gesternova (una sociedad anónima que comercializa kilovatios verdes desde 2005 procedentes de los productores de Energías Renovables, Appa). Som Energia se constituyó en 2010, a partir de una convocatoria vía email de Gijsbert Huijink, un holandés afincado en Cataluña (profesor en aquel momento de la Universitat de Girona) y de un centenar de alumnos y exalumnos. Cuenta con sus propias plantas de energía solar fotovoltaica y una central de biogás. GoiEner. País Vasco. Aunque se presenta en 2011 en la comarca guipuzcoana del Goierri, esta cooperativa sin ánimo de lucro se registra legalmente a finales de 2012. Al entender las cooperativas como entes locales que impulsan las economías del entorno, GoiEner comercializa energía verde exclusivamente en Euskadi. Eso sí, ayuda a impulsar cooperativas de ámbito local en toda España. Zencer. Andalucía y España. Acaba de llegar al mercado. Creada en Fuengirola (Málaga), opera en el mercado eléctrico desde enero de 2013. Se trata de la primera cooperativa de consumidores y usuarios de energía eléctrica en Andalucía, pero está acreditada para suministrar energía verde a toda España. Página | 22 ¿Cómo contratar electricidad verde? Los trámites son sencillos y vía web. Hay que empezar por darse de alta como socio (abonando unos 100 euros, que son reembolsables si te das de baja, y que da derecho a cinco contratos de luz) y después rellenar el contrato de suministro adjuntado el último recibo de la luz. Nada más. Ni cambios en la instalación ni sobrecostes en el precio de la energía. En la mayoría de las cooperativas, el precio del kilovatio verde es el mismo que el regulado por el gobierno (o tarifa de último recurso, TUR). Para cotejar importes, se pueden utilizar algunos comparadores on line (Comparatarifas.es, Eligetuenergia.com o Comparador de la CNE). Página | 23 4. Estado del arte. 4.1. Manual de Auditorías Energéticas Comunidad De Madrid. La Cámara de Comercio de Madrid editó en colaboración con la Consejería de Economía de la Comunidad y Asociación para la Investigación y Diagnosis de la Energía (AEDIE) un manual de Auditorías Energéticas, para lograr una mayor eficiencia energética en las empresas. La publicación establecía una metodología para la realización de auditorías energéticas e incluía los cuestionarios para su ejecución. Dicha metodología fue fruto de un trabajo realizado por la Cámara y AEDIE, mediante el cual se realizaron 30 auditorías energéticas a empresas madrileñas para conocer la validez de la herramienta. Fue dirigida a empresarios, técnicos y consultores con el fin de que aplicaran lo contenido por sus propios medios o bien con ayuda externa. Publicado dentro del marco de un Acuerdo firmado entre la Consejería de Economía e Innovación Tecnológica de la Comunidad de Madrid, la Cámara Oficial de Comercio e Industria de Madrid y AEDIE, el manual tenía por objeto proporcionar un instrumento a las pymes de la Comunidad de Madrid que les sirviera como guía para realizar y entender una auditoría energética de su instalación industrial, efectuada por un auditor o por sus propios medios. 4.1.1. Introducción. Como consecuencia de la crisis del petróleo en la década de los años 1970-1980 se puso de manifiesto la gran dependencia energética de España. La propia supervivencia de muchas empresas, organizadas en función de unos procesos intensivos en energía, que era hasta esos momentos muy barata, motivó que desde la Administración se incentivara la racionalización del consumo energético. Los estudios técnico-económicos mostraron que podía reducirse el consumo de energía, por ello se aplicaron medidas en empresas grandes y medianas especialmente, y en los sectores con mayor dependencia energética. La optimización energética no se alcanzó automáticamente, sino que se conjuntaron diferentes esfuerzos como la realización de auditorías, operaciones de demostración, introducción de equipos, procedimientos más eficientes y esquemas de financiación que permitieron rebajar la dependencia energética de las empresas, pero con el tiempo el crecimiento económico y nuevas exigencias modularon la mejora. La Guía pretendía incrementar la penetración de la eficiencia energética en las pymes con la auditoría como paso inicial. Página | 24 La auditoría energética es un proceso sistemático mediante el que: 1. Se obtiene un conocimiento suficientemente fiable del consumo energético de la empresa. 2. Se detectan los factores que afectan al consumo de energía. 3. Se identifican, evalúan y ordenan las distintas oportunidades de ahorro de energía, en función de su rentabilidad. Los modelos de auditoría energética son variados, por lo que se diseñaba y desarrollaba en la guía buscaba ser muy sencillo, fiable, práctico y replicable. 4.1.2. Complementos a la Auditoría Energética. La empresa auditada, a la vista del informe final, que explica y resume toda la auditoría, podría completarla con los siguientes aspectos dándole mayor valor añadido. 1. Diseño de la “gestión energética de la empresa”. Procedimientos para monitorizar los consumos energéticos. Relación con los sistemas de gestión medioambiental, calidad, seguridad e higiene. 2. Formación y entrenamiento energético del personal. Gerencia y cuadros responsables. Personal de mantenimiento. 3. Implementación de las medidas de ahorro detectadas. Sin coste. De coste reducido. De coste elevado. Adicionalmente podría contemplarse las inversiones con la participación de terceros, otras fuentes de financiación más sofisticadas y soluciones que incluyan la participación de las empresas suministradoras de servicios energéticos. Aunque esas soluciones podían interesar en algunas ocasiones para situaciones particulares, no era el objeto preferente de la guía, siendo mencionadas cuando se abordaba el análisis de las mejoras desde el punto de vista de su rentabilidad. En definitiva, la auditoría energética es una herramienta que permite conocer la trazabilidad de la energía en relación con: Página | 25 1. El producto elaborado. Cantidad y tipo de energía incorporada en cada operación de proceso. 2. La instalación industrial Energía destinada a alumbrado, calefacción, aire acondicionado, ventilación, aire comprimido, vapor, informática, ofimática, comunicaciones, y restantes tecnologías horizontales, dado que repartir la energía añadida a cada producto en cada uno de los procesos de fabricación forma parte de la labor de la auditoría energética. En cuanto a los sistemas de gestión medioambiental, la auditoría permite reducir el consumo de recursos contemplado en los objetivos de este tipo de sistemas. Página | 26 4.1.3. Documentos de la auditoría. Página | 27 Índice. 1. DATOS GENERALES Y DE PRODUCCIÓN DATOS GENERALES DATOS DE PRODUCCIÓN 2. DATOS ENERGÉTICOS GENERALES ENERGÍA ELÉCTRICA COMBUSTIBLES OTRAS FUENTES DE ENERGÍA 3. CONTABILIDAD ENERGÉTICA CONSUMO ANUAL CONSUMOS ESPECÍFICOS 4. PROCESO DIAGRAMAS DE BLOQUES DEL PROCESO PROCESO DISTRIBUCIÓN DEL CONSUMO ENERGÉTICO EN EL PROCESO DESCRIPCIÓN DE LOS EQUIPOS EQUIPOS RESUMEN DE CONSUMO DE LOS PRINCIPALES EQUIPOS 5. SERVICIOS ALUMBRADO AIRE COMPRIMIDO CLIMATIZACIÓN Y VENTILACIÓN 6. MEJORAS Y RECOMENDACIONES ENERGÉTICAS MEJORAS EN PROCESO MEJORAS EN TECNOLOGÍAS HORIZONTALES MEJORAS EN SERVICIOS MEJORAS EN LAS CONDICIONES DE COMPRA DE LAS DISTINTAS ENERGÍAS RESUMEN DE MEJORAS RECOMENDACIONES 7. RESUMEN Y CONCLUSIONES 8. FORMULARIOS PARA LA TOMA DE DATOS Página | 28 Datos generales. Página | 29 Datos de producción. Página | 30 Datos energéticos generales. Energía eléctrica. Página | 31 Datos energéticos generales. Combustibles. Página | 32 Datos energéticos generales. Otras fuentes de energía. Página | 33 Contabilidad energética. Consumo anual. Página | 34 Contabilidad energética. Consumos específicos. Página | 35 Proceso. Diagrama de bloques del proceso. Página | 36 Proceso. Proceso. Página | 37 Proceso. Distribución del consumo energético en el proceso. Página | 38 Proceso. Distribución de los equipos. Página | 39 Proceso. Equipos. Página | 40 Proceso. Equipos. Página | 41 Proceso. Resumen de consumo de los principales equipos. Página | 42 Proceso. Resumen de consumo de los principales equipos. Página | 43 Proceso. Resumen de consumo de los principales equipos. Página | 44 Servicio. Alumbrado. Página | 45 Servicio. Aire comprimido. Página | 46 Servicio. Climatización y ventilación. Página | 47 Mejoras y recomendaciones energéticas. Mejoras en el proceso. Página | 48 Mejoras y recomendaciones energéticas. Mejoras en tecnologías horizontales. Página | 49 Mejoras y recomendaciones energéticas. Mejoras en servicios. Página | 50 Mejoras y recomendaciones energéticas. Mejoras en las condiciones de compra de las distintas energías. Página | 51 Mejoras y recomendaciones energéticas. Resumen de mejoras. Página | 52 Mejoras y recomendaciones energéticas. Recomendaciones. Página | 53 Formulario toma de datos generales. Página | 54 Formulario toma de datos generales. Página | 55 Formulario toma de datos generales. Página | 56 Formulario toma de datos generales. Página | 57 Formulario toma de datos generales. Página | 58 Formulario toma de datos generales. Página | 59 Página | 60 4.2. Manual de Auditorías Energéticas Agencia Andaluza de la Energía. 4.2.1. Objetivos. El objetivo de la auditoría energética es disminuir el consumo energético de la industria, analizando los factores y causas que merman el rendimiento de los diversos subsistemas energéticos que la componen. Para ello, será necesario realizar un análisis detallado de la industria, su proceso productivo y el uso global de la energía. El resultado serán medidas de ahorro energético encaminadas a disminuir el consumo y que, englobando los subsistemas energéticos, mejorarán la eficiencia energética de la planta. 4.2.2. Alcance. Al abarcar todo el uso energético de la industria, la auditoría tendrá que analizar: 1. La industria Actividad de la industria y análisis del proceso productivo. Descripción de los sistemas de generación, distribución y consumo de energía. Consumos energéticos y producción de los dos últimos años. Distribución del consumo energético por tipos de energías y costes. 2. La eficiencia energética Análisis energéticos de los generadores térmicos y frigoríficos. Análisis energéticos de los grandes consumidores finales. Análisis energético de los sistemas de distribución de energía. 3. Las medidas de ahorro energético (MAEE) Medidas de ahorro en los equipos de generación de energía. Medidas de ahorro en grandes consumidores. Medidas de ahorro en los sistemas de distribución de energía. Análisis económico pormenorizado de las medidas. 4.2.3. Procedimiento de auditoría energética. La auditoría energética divide su desarrollo en cuatro fases que se describen a continuación. Fase 1. Análisis de la estructura energética. 1. Objetivo. El objetivo de esta primera fase es conocer cómo se recibe la energía en la fábrica y cómo se transforma, distribuye y se consume en los equipos finales de proceso. El nivel de profundidad al Página | 61 que se puede llegar en su conocimiento, dependerá de la monitorización energética existente de los diferentes procesos y fases. 2. Actividad industrial y proceso productivo. El primer paso será el conocimiento de la actividad industrial a auditar, seguido de un detallado estudio del proceso productivo en cuestión, poniendo especial énfasis en los procesos consumidores de energía. Para ello se contará con la información acerca del proceso productivo facilitada por la fábrica, identificando los generadores térmicos y frigoríficos, equipos consumidores de energía de cada planta y los sistemas de distribución de energía. Igualmente se requiere conocer la operación anual de la planta y la producción obtenida en el periodo de tiempo para el que se recaba la información de consumos energéticos (entre 1 y 2 años). En esta fase se podrán utilizar tablas de tomas de datos. Deberán recogerse el mayor número de datos de los reflejados en ellas, además de otros, como la facturación energética y los diagramas de proceso que se solicitarán directamente a la fábrica. 3. Estructura del consumo energético. El objetivo de la estructura energética es cuantificar los consumos energéticos de la fábrica, identificando el correspondiente a las diversas plantas, servicios y equipos e identificando las zonas de mayor importancia desde el punto de vista energético. La contabilidad energética se realiza a partir de la facturación energética y de los datos medidos, así como del análisis del proceso productivo. Se analizarán los datos de los equipos de medida existentes y se estudiarán las posibles desviaciones entre la facturación y el consumo medido, a este respecto, se tendrán en cuenta las consultas al personal de fábrica. 4. Informe de estructura energética. Conocido el proceso productivo y determinada la estructura energética del mismo, deberá culminarse esta fase con la realización de tablas y diagramas de flujo de energía cuantificados que reflejen los resultados obtenidos en los diferentes niveles de fábrica y que se hayan podido analizar con la información suministrada. Página | 62 Fase 2. Análisis de eficiencia energética. 1. Eficiencia energética de generadores y consumidores finales. Un buen desarrollo de la fase anterior permite conocer, al nivel de detalle adecuado, el proceso productivo, la estructura del consumo energético y los posibles puntos dónde centrar los esfuerzos para lograr el mayor ahorro energético. Para esto último, se realizará el análisis de eficiencia energética en los equipos y sistemas de la planta que, en la fase anterior, han presentado potencial de ahorro energético. El análisis de eficiencia energética requiere la realización de balances de materia y energía en los equipos o sistemas, calculando el rendimiento y valorando las pérdidas energéticas que tienen lugar. Los resultados de los balances de materia y energía dependerán de la fiabilidad de los datos de partida y en la mayoría de los casos será necesario realizar medidas in situ. Para identificar posibilidades de ahorro, se estudiarán las siguientes posibilidades de mejora energética en equipos: Disminución de pérdidas energéticas. Aprovechamiento de energías residuales. Modificación de las condiciones de operación para mejorar la eficiencia del equipo. Mejora en el mantenimiento de los equipos. Cambio de la tecnología existente por otra más eficiente. En esta fase se deben recoger todas las alternativas posibles de ahorro energético, clasificadas según los niveles anteriores, sin entrar en detalle sobre su viabilidad económica. 2. Eficiencia energética de los sistemas de distribución de energía. Del mismo modo que se han analizado los equipos energéticos, tanto generadores como consumidores, se deberá realizar el análisis de eficiencia de los distintos servicios energéticos o sistemas de distribución de energía a los consumidores finales. Las propuestas de mejora energética irán asociadas a la disminución de las pérdidas o a la mejora de las condiciones de operación de la red de distribución, y se distribuirán entre estos tres grupos: Modificación de las condiciones de operación para eliminar las pérdidas. Mejora en el mantenimiento de redes de distribución. Aprovechamiento de energías residuales. Página | 63 Fase 3. Evaluación de medidas de ahorro energético. De todas las medidas propuestas por el auditor deben seleccionarse para el estudio aquellas que sean técnica y económicamente viables. Esta selección debe realizarse por el auditor con la colaboración de los responsables de la fábrica. Una vez seleccionadas todas las posibles alternativas de ahorro energético, se analizarán las mismas según la metodología que se describe a continuación. Las medidas de ahorro se pueden clasificar en: Mejora de eficiencia en el consumo energético de los equipos. Mejora de eficiencia en la distribución de la energía. Recuperación energética. Para cada medida se debería evaluar: Ahorro energético. Ahorro económico. Vista de horno de proceso de una industria petroquímica22 Agencia Andaluza de la Energía Reducción de impacto ambiental. Inversión necesaria. Período de amortización. Análisis de sensibilidad a los precios energéticos. Evaluación del ahorro energético Para calcular el ahorro energético de la medida propuesta se deberá realizar, para las nuevas condiciones resultantes de la implantación de la medida, los nuevos balances de materia y energía, calculándose el nuevo consumo energético del equipo o sistema energético. Este debe compararse con el de la situación actual de la fábrica, obteniendo de este modo el ahorro potencial de la medida. Análisis económico Con la inversión requerida y el ahorro económico obtenido, se calcula el período de amortización de dicha medida. Con estos valores, el auditor puede establecer un plan de implementación de las medidas, dónde, por ejemplo, con el ahorro económico de las medidas que se implanten se consiga llevar a cabo la inversión en otras medidas. Página | 64 Es interesante hacer notar que, en muchas industrias, la capacidad de producción es variable. Teniendo en cuenta que los ahorros que se logren dependerán en gran medida del nivel de producción sobre el que se realizasen los balances de materia y energía, sería conveniente acordar con el personal técnico de la industria la producción de referencia que se empleará en los análisis, de forma que los resultados que se obtengan de la auditoria sean representativos del proceso industrial. 4.2.4. Informe final de la auditoría. La auditoría energética concluirá con un informe exhaustivo y concreto en el que se expongan cada uno de los pasos realizados en el proceso de la auditoría. Se pondrá especial énfasis en describir claramente los siguientes aspectos. 1. Descripción de la fábrica 2. Estructura energética 3. Toma de datos 4. Análisis de eficiencias 5. Medidas de ahorro 6. Evaluación económica 7. Plan de implantación de medidas. 8. Anexos. 4.2.5. Resumen de procedimiento de auditoría. A continuación se resumen los pasos a seguir en cada una de las fases descritas anteriormente y que constituyen el procedimiento de auditoría energética: Fase 1. 1. Recogida de información previa a la visita. 2. Análisis del proceso productivo. 3. Visita a las instalaciones. 4. Petición adicional de información. 5. Informe de la estructura energética. 6. Análisis de la monitorización existente. Página | 65 Fase 2. 1. Visita a las instalaciones y toma de datos de los equipos. 2. Balances de materia y energía. Esquemas, tablas y cálculo de rendimientos. 3. Análisis de eficiencia. 4. Listados de propuestas de mejora energética. Fase 3. 1. Selección de las medidas de ahorro energético. 2. Evaluación de ahorro energético y económico de las medidas seleccionadas. 3. Informe de auditoría energética. Página | 66 4.2.6. Tipos de auditorías energéticas en el sector industrial. Auditoría energética. Con este nombre se hace referencia al estudio energético de la industria con el nivel más detallado posible. Se caracteriza principalmente por su actuación sobre la eficiencia energética, proponiendo medidas de mejora de la misma. Para ello, se deberá analizar energéticamente los tres subsistemas ya mencionados: Generación, transporte y consumo final en proceso. Diagnóstico energético. Se reserva este nombre para un estudio energético de un grado de complejidad inferior a la auditoría energética. Se diferenciará de la auditoría en la profundidad del análisis energético, así como en el detalle de las medidas de ahorro seleccionadas y el estudio de inversiones aportado. Prediagnóstico energético. El prediagnóstico energético también intentará disminuir el consumo de energía mediante la corrección de la eficiencia energética. En este caso, sólo atenderá, y de manera somera, al sistema de generación térmica y frigorífica y a los grandes equipos consumidores. El objetivo de este estudio es detectar las posibles ineficiencias energéticas, identificando los focos de ahorro potencial de la fábrica auditada. Normalmente se realiza mediante un análisis de la facturación energética, llevándose a cabo alguna visita a las instalaciones y manteniendo reuniones con personal de fábrica. Integración energética de procesos: Pinch point. Este tipo de estudio energético se centra sobre la demanda energética. En esencia, la integración de procesos permite diseñar y modificar las redes de intercambio existentes en la instalación, con el objeto de optimizar la recuperación energética entre las corrientes calientes y frías del proceso. Con estas técnicas de reducción de la demanda, se consigue obtener ahorros energéticos entre el 10 y el 35% de su factura actual, dependiendo del sector industrial. 4.3. Protocolo de auditoría energética de las instalaciones de alumbrado público exterior del IDEA. 4.3.1. Objeto. El IDEA publicó este documento para facilitar un procedimiento de actuación con el alcance de los trabajos para la realización de una auditoría energética de instalaciones de alumbrado público exterior. Página | 67 Donde se entendía por auditoría energética el análisis de situación que permitía conocer el modo de explotación, funcionamiento y prestaciones de unas instalaciones de alumbrado, el estado de sus componentes, sus consumos energéticos y sus correspondientes costes de explotación, con el objetivo de: Mejorar la eficiencia y el ahorro energético de estas instalaciones. Adecuar y adaptar estas instalaciones a la normativa vigente. Limitar el resplandor luminoso y su contaminación lumínica. 4.3.2. Alcance de los trabajos de la auditoría energética. La auditoría energética debía abarcar a todas las instalaciones de alumbrado público de titularidad municipal, tanto ejecutadas por el propio Ayuntamiento como recibidas o asimiladas de promociones privadas, abarcando tanto a la iluminación vial, fuera funcional o ambiental, como a la ornamental y a cualquier otro tipo de instalación de iluminación exterior fija que se considerara susceptible de incluir en la auditoría. El alcance de los trabajos a realizar sería: Toma de datos inicial Auditoría energética de cada una de las instalaciones de alumbrado Análisis del cumplimiento de normativas Elaboración de propuestas de actuación 4.3.3. Toma de datos de las Instalaciones de Alumbrado. El trabajo a desarrollar en la auditoría permitiría conocer el estado físico de las instalaciones de alumbrado respecto a un uso racional de la energía que consumen y a su aptitud para cumplir el fin para el que fueron diseñadas y ejecutadas, cumpliendo la normativa que le sea de aplicación. El punto de partida de es el acceso a la información de base del diseño y características de las instalaciones de alumbrado, con los criterios asumidos en su día como premisas respecto a la funcionalidad perseguida en los espacios iluminados. Esta información debía ser aportada por los servicios técnicos del Ayuntamiento, al estar contenida en la documentación y planos de los proyectos originales y replanteos o reformas acometidas con posterioridad. Analizada esta información de base, el Auditor procedería a realizar una labor de campo in situ para la toma de datos de la situación de las instalaciones de alumbrado que sirviera para la realización de Página | 68 los distintos análisis técnicos. Para ello, se realizarían sobre cada una de las instalaciones de alumbrado público el análisis de los elementos integrantes de la misma, de acuerdo con fichas, que deberían ser identificadas de forma absoluta a la misma. a) El Auditor realizaría las mediciones correspondientes de todos los parámetros eléctricos incluidos en las fichas, como pueden ser: Tensión entre fases, fases y neutro Corriente en cada fase Potencia activa Potencia reactiva Factor de potencia b) Igualmente, realizará las mediciones y cálculos de los parámetros lumínicos de cada tipo de instalación: Flujos luminosos y niveles de iluminación Luminancias e iluminancias c) Para la realización de estas mediciones y la obtención de los datos necesarios, el Auditor deberá disponer de los equipos de medida necesarios, tales como: Registradores de intensidad y tensión Tenaza amperimétrica y voltimétrica Analizador de redes Luxómetro - luminancímetro A tal efecto, y con carácter enunciativo y no limitativo, se analizan los siguientes aspectos: Inventario desglosado de la instalación y sus componentes. 1. Cuadros eléctricos de mando y control. Identificación de la situación de cada uno de los centros de mando existentes, sus elementos, su estado, etc. Identificación de los componentes. - Características mecánicas. Características eléctricas. Protecciones. Líneas de salida. Puntos de luz por línea. Características de los puntos. 2. Líneas de distribución y acometida. Identificación de cada uno de los suministros eléctricos a cada cuadro de mando y control. Tipo de líneas. Ubicación y características. Secciones. Protecciones. Página | 69 3. Puntos de luz. Disposición. Identificación de los puntos de luz en cuanto a su distribución, que pertenecen a cada cuadro de mando y control. Ubicación. Características. Disposición. Tipología. 4. Tipo de luminarias. Identificación de todas y cada una de las luminarias en cuanto a sus características, que pertenecen a cada cuadro de mando y control. Ubicación. Características. Disposición. Tipología. 5. Tipos de lámparas. Identificación de todas y cada una de las lámparas en cuanto a sus características, que pertenecen a cada cuadro de mando y control. Características. Identificación. Potencia. Tipología. 6. Equipos de encendido. Identificación de todos y cada uno de los equipos de arranque de las lámparas en cuanto a sus características, tipo electromagnético o electrónico, nivel de encendido, etc., que pertenecen a cada cuadro de mando y control. Características. Identificación de los elementos Sistema. Posibilidades de variación. 7. Sistemas de regulación y control. Identificación de cada uno los sistemas de regulación y control, por lámpara, por línea o general, que pertenecen a cada cuadro de mando y control. Características. Sistema. Capacidad del mismo. 8. Protecciones. Identificación de todas y cada una de las protecciones, tanto de entrada como de salida de línea, que pertenecen a cada cuadro de mando y control. Características. Tipología. 9. Valoración general. Realización de una valoración general de la situación y estado de cada uno de los componentes en cada instalación. Página | 70 Análisis funcional de las instalaciones: Se realizará un análisis de la tipología de funcionamiento de las distintas instalaciones de alumbrado. Tipos de vía. Niveles de iluminación (Iluminancia). Niveles de iluminación (luminancia). Flujo hemisférico superior instalado. Parámetro y criterios de calidad. Uniformidades x Parámetros eléctricos. Cumplimiento del REBT-ITC-09. Análisis energético de las instalaciones: Se analizarán los parámetros de consumo y eficiencia energética. Potencia instalada. Potencia reducida. Elementos de medida. Características. Tipología. Número de elementos. Elementos de reducción de potencia. Características. Tipología. Sistemas de maniobra y protección. Características. Tipología. Índices de eficiencia energética. Coeficientes de utilización. Rendimiento de la instalación. Mantenimiento y gestión. Horarios de funcionamiento: Por último es importante conocer bajo qué condiciones se está gestionando y manteniendo cada una de las instalaciones que conforman el alumbrado público del municipio. Régimen de funcionamiento general. Régimen de funcionamiento reducido. Régimen general de utilización. Horario anual de funcionamiento. Página | 71 4.3.4. Auditoría Energética de las Instalaciones de Alumbrado. Esta fase contempla el análisis de la información obtenida, persiguiendo repartir el gasto energético por ratios relativos a la actividad desarrollada o el servicio atendido, y evaluando la eficiencia de los distintos equipos e instalaciones, determinando con ello las posibles actuaciones a acometer para su optimización en el gasto energético o su adecuación a normativas y reglamentos. En este sentido, el análisis de eficiencia energética versa en gran medida sobre el diseño de este tipo de instalaciones, basándose en aspectos relativos a la definición de espacios iluminados, implantación de sistemas de regulación y control, optimización de potencias instaladas, limitación del resplandor luminoso y de la luz intrusa, y de todo ello, valorando la calidad de las instalaciones en estos aspectos. Además, son tenidos en consideración los criterios establecidos por organismos competentes en el uso y optimización energética de instalaciones como, por ejemplo, los establecidos por el Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía.- IDAE y el Comité Español de la Iluminación.- CEI en su Guía Técnica de Eficiencia Energética en Iluminación, u otros criterios o recomendaciones como las que se relacionan más adelante. Igualmente, se analizan las posibles pautas, procedimientos o sistemas adoptados en el municipio para el uso racional de la energía en sus instalaciones de alumbrado, como programas de gestión, de contabilidad energética, etc. 4.3.5. Presentación de los resultados. La presentación de los resultados seguirá el guión establecido en este documento y deberá reflejar los datos obtenidos en la cumplimentación del cuestionario de características, las mediciones realizadas sobre equipos, instalaciones y espacios iluminados, los ratios o consumos específicos obtenidos, así como la evaluación del grado de eficiencia de aquellos sistemas o subsistemas que se considere afectan de forma propia al consumo global de las instalaciones. a) Se incluirá una evaluación técnica del funcionamiento de cada instalación, con observaciones relativas a las medidas correctoras que se deberían adoptar para la perfecta explotación de la misma. b) El Auditor propondrá las reformas que fueran precisas para alcanzar el máximo ahorro energético en la explotación de las instalaciones y el cumplimiento de los parámetros de calidad de las mismas, en función del análisis de todos los datos obtenidos del estudio de la instalación. Las posibles mejoras serán valoradas en términos energéticos y económicos. El documento final incluirá el escenario de la situación actual del alumbrado en el municipio mediante un cuadro resumen donde se refleje el nº de puntos de luz, la potencia instalada, las horas de funcionamiento anuales y su consumo y coste anuales de energía. Este mismo Página | 72 cuadro se cumplimentará para el escenario futuro, asumidas las reformas propuestas, y con las consecuencias energéticas y económicas derivadas de su implantación. La evaluación económica incluirá el alcance de la realización de las medidas propuestas, así como los periodos de amortización propuestos de menor a mayor: • Medidas con periodo de amortización menor de un año. • Medidas con periodo de amortización menor de tres años. • Medidas con periodo de amortización superior a tres años. El informe final será complementado, en sus distintos capítulos, con información descriptiva de aquellas técnicas o nuevas tecnologías que le fueran de aplicación, puestas en el mercado para la mejora de la eficiencia energética de las instalaciones y la reducción de su impacto ambiental: lámparas de menor consumo específico, luminarias con limitación de flujo al hemisferio superior, sistemas de regulación y control, etc. El Auditor presentará la documentación en soporte gráfico y en soporte informático, lo que permitirá la posterior utilización por parte del Ayuntamiento. Asimismo, realizará la preparación técnica suficiente del personal encargado de la explotación y gestión de las instalaciones para la utilización de esta Auditoría. 4.3.6. Reglamentación y Normas de Obligado Cumplimiento. • Orden de 04/06/1984, CONSTRUCCIÓN. Norma Tecnológica de la Edificación NTE-IER "Instalaciones de Electricidad. Red Exterior". Órgano emisor: Ministerio Obras Públicas y Urbanismo. BOE 19/06/1984 • Real Decreto 2642/1985 de 18/12/1985, INDUSTRIAS EN GENERAL. Especificaciones técnicas de los candelabros metálicos (báculos y columnas de alumbrado exterior y señalización de tráfico) y su homologación Órgano emisor: Ministerio Industria y Energía. BOE 24/01/1986 • Orden de 16/05/1989, INDUSTRIAS EN GENERAL. Modifica el anexo del Real Decreto 2642/1985, de 18-12-1985, sobre especificaciones técnicas de los candelabros metálicos (báculos y columnas de alumbrado exterior y señalización de tráfico) y su homologación Órgano emisor: Ministerio Industria y Energía. BOE 15/07/1989 • Real Decreto 401/1989 de 14/04/1989, SIDEROMETALURGIA. Modifica Real Decreto 2642/1985, de 18-12-1985, sobre sujeción a especificaciones técnicas y homologación de los candelabros metálicos (báculos y columnas de alumbrado exterior y señalización de tráfico). Órgano emisor: Ministerio Industria y Energía. BOE 26/04/1989 • Orden de 12/06/1989, SIDEROMETALURGIA. Establece la certificación de conformidad a normas como alternativa a la homologación de los candelabros metálicos (báculos y columnas de alumbrado exterior y señalización de tráfico). Órgano emisor: Ministerio Industria y Energía. BOE 07/07/1989 Página | 73 • Resolución de 25/10/2005, de la Dirección General de Industria, Energía y Minas, por la que se regula el período transitorio sobre la entrada en vigor de las normas particulares y condiciones técnicas y de seguridad, de Endesa Distribución S.L.U. en el ámbito de esta Comunidad Autónoma Órgano emisor: Conserjería de Innovación, ciencia y empresa. BOJA 22/11/2005 • Real Decreto 842/2002 de 02/08/2002, por el que se aprueba el Reglamento electrotécnico para baja tensión. Órgano emisor: Ministerio de Ciencia y Tecnología. BOE 18/09/2002 • Real Decreto 1955/2000 de 01/12/2000, ELECTRICIDAD. Regula las actividades de transporte, distribución, comercialización, suministro y procedimientos de autorización de instalaciones de energía eléctrica. Órgano emisor: Ministerio Economía. BOE 27/12/2000 Y todas aquellas que, aunque no se relacionen en este listado, pudieran ser de obligado cumplimiento en función del tipo de tarea a realizar. 4.3.7. Recomendaciones internacionales. • Vocabulario internacional de iluminación. Publicación CIE 17.4: 1987. • Modelo Analítico para la Descripción de la Influencia de los Parámetros Alumbrado en las Prestaciones Visuales. Publicación CIE 19.21/22: 1981. de • Recomendaciones para la Iluminación de Autopistas. Publicación CIE 23: 1973 • Cálculo y mediciones de la luminancia y la iluminancia en el alumbrado de carreteras. Publicación CIE 30.2: 1982. • Deslumbramiento y uniformidad en las instalaciones de alumbrado de carreteras. Publicación CIE 31: 1936. • Puntos especiales en alumbrado público. Publicación CIE 32/AB: 1977. • Depreciación y mantenimiento de instalaciones de alumbrado público. Publicación CIE 33: 1977 • Luminarias para alumbrado de carreteras: datos fotométricos, clasificación y prestaciones. Publicación CIE 34: 1977. • Alumbrado de carreteras en condiciones mojadas. Publicación CIE 47: 1979. • Retrorreflexión: definición y mediciones. Publicación CIE 54: 1982. • Alumbrado de la entrada de túneles: fundamentos para determinar la luminancia en la zona de umbral. Publicación CIE 61: 1984. • Pavimentos de carreteras y alumbrado. Publicación CIE 66: 1984. Página | 74 • Medición del flujo luminoso. Publicación CIE 84: 1989. • Guía para la iluminación de túneles y pasos inferiores. Publicación CIE 88: 1990. • Iluminación de carreteras como contramedida a los accidentes. Publicación CIE 93: 1992. • Guía para la iluminación con proyectores. Publicación CIE 94: 1993. • Contraste y visibilidad. Publicación CIE 95: 1992. • Fundamentos de la tarea visual en la conducción nocturna.- Publicación CIE 100: 1992. • Recomendaciones para el alumbrado de carreteras con tráfico motorizado y peatonal. Publicación CIE 115: 1995. • Fotometría y gonio fotometría de las luminarias. Publicación CIE 121: 1996. • Guía para minimizar la luminosidad del cielo. Publicación CIE 126: 1997. • Guía para el alumbrado de áreas de trabajo exteriores. Publicación CIE 129: 1998. • Métodos de diseño para el alumbrado de carreteras. Publicación CIE 132: 1999. • Guía para la iluminación de áreas urbanas. Publicación CIE 136: 2000. • Métodos de cálculo para la iluminación de carreteras. Publicación CIE 140: 2000. • Recomendaciones para las Exigencias de la Visión en Color para el Transporte. Publicación CIE 143: 2001 • Características Reflectantes de las Superficies de las Calzadas y de las Señales de Tráfico. Publicación CIE 144: 2001. 4.3.8. Otras recomendaciones. • Normativa para la Protección del Cielo. Criterios en alumbrados exteriores. (Instituto Astrofísica de Canarias). • Informe técnico CEI. "Guía para la reducción del resplandor luminoso nocturno"(Marzo 1999). • Recomendaciones para la Iluminación de Carreteras y Túneles del Ministerio de Fomento de 1999. • Recomendaciones CELMA. • Recomendaciones relativas al Alumbrado de las Vías Públicas, de la Asociación Francesa de Iluminación AFE. Página | 75 • Resumen de recomendaciones para la iluminación de instalaciones de exteriores o en recintos abiertos. (Ofic. Tec. para la protección de la calidad del cielo: versión junio 2001). • CIE Division 5 Exterior and Other Lighting Applications. • TC5.12-Obstrusive Light: Guide on the limitation of the effects of obstrusive light from outdoor lighting installations (Final Draft – January 2001). • Guía para la Eficiencia Energética en Alumbrado Público (IDAE-CEI), de marzo de 2001. • Draft Report de 21 de Junio de 2001 de CEN/TC 169. (Comité Europeo de Normalización). • Normativa para la protección del cielo (Instituto de Astrofísica de Canarias). 4.3.9. Fichas de campo. Se establecen tres bloques diferenciados de tipos de fichas: a) El primero, relativo a los datos de los cuadros generales de alumbrado, donde se contempla la descripción y la medida de parámetros relativos a su localización, acometida eléctrica, protecciones, equipos de medida, datos de facturación de la compañía eléctrica y los circuitos que de él parten hacia el resto de la instalación. De este bloque se confeccionarán tantas fichas como cuadros eléctricos sean objeto de la auditoría. b) El segundo, relativo a los datos de las características propias de las instalaciones de alumbrado en los distintos tipos de vías, donde se contempla la descripción y la medida de parámetros relativos a la tipología de la instalación de alumbrado, sus niveles de iluminación y su grado de eficiencia energética. De este bloque se confeccionarán tantas fichas como viales o espacios exteriores iluminados sean objeto de la auditoría. c) El tercero, relativo a la obtención de un conjunto de ratios o números índice que permitirán situar cualitativamente el nivel de alumbrado del municipio a efectos estadísticos. Página | 76 Cuadros Generales de alumbrado. DATOS GENERALES DEL CUADRO LOCALIDAD DIRECCIÓN CIF. ABONADO Nº IDENTIFICACIÓN SUMINISTRO PROVINCIA C.P. COOR. UTM ACOMETIDA ELÉCTRICA SI NO AÉREA SUBTERRÁNEA INDIVIDUAL MONTAJE LONGITUD (m) SECCIÓN (mm2) MATERIAL TIPO CONDUCTOR POTENCIA MÁXIMA ADMISIBLE (kW) Cu Al AISLAMIENTO CAJA GENERAL DE PROTECCIÓN SITUACIÓN GRADO PROTECCIÓN DE ALOJADA EN CUADRO SI NO EXTERIOR SI NO OTRA SITUACIÓN (ESPECIFICAR) COODENADAS UTM IP INT. NOMINAL FUSIBLE (A) IK CUADRO DE PROTECCIÓN DIMENSIONES (m) MATERIAL MONTAJE ALTO ANCHO FONDO CONDUCTOR AISLANTE OTROS (Indicar) PARED SUELO UBICACIÓN ROTULACIÓN LOS MÓDULOS COMPAÑÍA/PROPIEDAD ENCENDIDO MANUAL SI TIPO ENCENDIDO EXTERIOR INTERIOR SI NO SEPARADOS UNIDOS CELULA FOTOELÉCTRICA RELOJ PROGRAMADOR ASTRONÓMICO OTROS NO Página | 77 PUESTA A TIERRA DEL CUADRO EXISTE TIPO SI NO PICA PLACA OTROS (Explicar) SECCIÓN LÍNEA PRINCIPAL (mm2) RESISTENCIA (Ω) PROTECCIONES GENERALES INTERRUPTOR MAGNETOTÉRMICO CORTE OMNIPOLAR SI NO POLOS (Nº) TENSIÓN (V) INTENSIDAD (A) PODER DE CORTE (kA) REARMABLE POLOS (Nº) TENSIÓN (V) SENSIBILIDAD (mA) INTERRUPTOR DIFERENCIAL REARMABLE REGULADOR CABECERA SI NO EN INTENSIDAD (A) PODER DE CORTE (kA) SI NO POTENCIA (kW) FASES SI TIPO REGULADOR ESTÁTICO DINÁMICO OTROS NO EQUIPOS DE MEDIDA DE COMPAÑÍA COMPAÑÍA SUMINISTRADORA TRAFOS MEDIDA SI REL. TRANSFORMACIÓN CLASE DE TRAFO NO CONTADOR ACTIVA SI INTENSIDAD CONTADOR TENSIÓN CONTADOR RELACIÓN LECTURA NO CONTADOR REACTIVA SI INTENSIDAD CONTADOR TENSIÓN CONTADOR RELACIÓN LECTURA NO MAXÍMETRO SI INTENSIDAD CONTADOR TENSIÓN CONTADOR RELACIÓN LECTURA NO CONTADOR INTEGRAL SI NO ICP SI INTENSIDAD CONTADOR TENSIÓN CONTADOR RELACIÓN LECTURA INTENSIDAD NOMINAL Nº DE POLOS NO Página | 78 DATOS FACTURA COMPAÑÍA1 SUMINISTRO Nº PERÍODO de POTENCIA CONTRATADA (kW) POTENCIA MÁXIMA MARCADA EN EL MAXÍMETRO (kW) PUNTA POTENCIA ACTIVA VALLE (kW) LLANO CONSUMO PUNTA POTENCIA VALLE REACTIVA (KVA) LLANO IMPORTE RECIBO hasta 1 Tantas fichas como recibos haya generado el cuadro analizado en el período de un año. Página | 79 PROTECCIÓN, DIMENSIONADO Y CONSUMO DE LOS CIRCUITOS CIRCUITO Nº INTERRUPTOR MACNETOTÉRMICO DIFERENCIAL CONTACTOR SECCIÓN (mm2) MONTAJE FASES (Nº) DOBLE ENCENDIDO POTENCIA (kW) Sin reducción de flujo INTENSIDAD (A) Sin reducción de flujo TENSIÓN (V) Sin reducción de flujo 1 POLOS (Nº) INTENSIDAD (A) POLOS (Nº) INTENSIDAD (A) SENSIBILIDAD (mA) SI NO TIPO AÉREO FASE FASE FASE FASE FASE FASE FASE FASE FASE FASE FASE FASE R S T R S T R S T R S T FASE FASE FASE FASE FASE FASE FASE FASE FASE R S T R S T R S T 2 3 SUBTERRÁNEO SI SI SI NO NO NO COS φ Sin reducción de flujo POTENCIA (kW) Con reducción de flujo INTENSIDAD (A) Con reducción de flujo TENSIÓN (V) Con reducción de flujo COS φ Con reducción de flujo Página | 80 Instalación de alumbrado en los distintos tipos de vías y espacios iluminados. DISPOSICIÓN DE LAS LUMINARIAS UNIDADES (Nº) SUSPENDIDO BRAZO MURAL COLUMNA/BÁCULO OTRO MATERIAL DEL SOPORTE UNILATERAL TRESBOLILLO DISPOSICIÓN OPOSICIÓN CENTRAL ALTURA (m) INTERDISTANCIA (m) TIPO SOPORTES DERIVACIÓN (mm2) PROTECCIÓN INDIVIDUAL MAGNETOTÉRMICO FUSIBLE NO EXISTE ESTADO SOPORTE BIEN MAL REGULAR CARACTERÍSTICAS DE LAS LUMINARIAS TIPO DE LUMINARIA POLIMERO ALUMINIO MATERIAL FUNDICIÓN OTROS ESTADO TIPO BIEN MAL REGULAR CARACTERÍSTICAS DE LA LÁMPARA TIPO Nº DE POTENCIA UNITARIA LÁMPARAS VSAP VSBP HM MERCURIO FLUORESCENTE OTRO Página | 81 REDUCCIÓN DE FLUJO CON HILO DE SIN HILO MANDO DE MANDO SI VÍA TELEFONO RADIO DOBLE NIVEL TRIPLE NIVEL ESTABILIZADOR-REDUCTOR BALASTO ELECTRÓNICO NO NIVELES DE ILUMINACIÓN ILUMINANCIA MEDIA (lux) CON REDUCCIÓN SIN REDUCCIÓN MEDIA ⎛ E min ⎞ ⎜U med = ⎟ E ⎝ med ⎠ UNIFORMIDAD EXTREMA ⎛ E ⎞ ⎜U ext = min ⎟ E max ⎠ ⎝ EFICIENCIA ENERGÉTICA ε= S ⋅ Em P RESPLANDOR LUMINOSO CLASIFICACIÓN DE LA ZONA FLUJO HEMISFERIO INSTALADO SUPERIOR Página | 82 Ratios del alumbrado exterior. RATIOS DEL ALUMBRADO EXTERIOR hab NUMERO DE HABITANTES DEL MUNICIPIO W/hab POTENCIA INSTALADA POR HABITANTE CONSUMO ENERGÍA ELÉCTRICA POR HABITANTE Wh/hab año PUNTOS DE LUZ POR 1.000 HABITANTES PL/1000 hab m2 /c SUPERFICIE VIALES ASOCIADOS AL CUADRO W/m2 RELACIÓN POTENCIA INSTALADA SUPERFICIE POBLACIÓN FACTURACIÓN INSTALADA kWH ANUALES INSTALADOS ANUAL DIVIDIDA CONSUMIDOS POR POR POTENCIA NUMERO DE ÚTIL kW €/kW kWh/kW Página | 83 5. Metodología. 5.1. Introducción. Se plantea asimilar el municipio a una planta industrial con sus siguientes puntos a considerar: Consumo energético de los diferentes elementos que constituyen el municipio, y fuentes de energía. Generación de residuos y emisiones, y potencial de aprovechamiento de los mismos. Recursos humanos y repercusión económica de las medidas sobre la misma. Desde el punto de vista de los recursos humanos, nuestra industria ideal tiene un comportamiento diferente al perfil industrial habitual, ya que es una condición de contorno del problema. A partir de este punto, y aplicando la metodología se pretende obtener un sistema de implantación de medidas de ahorro. Para el desarrollo de la presente metodología, habrá que tener presente, la diferencia de comportamiento entre ámbito público y privado de los diferentes subsistemas que configuran nuestra planta virtual. 5.2. Plan de Trabajo. El proyecto global de cambio de modelo debería desarrollarse en varias etapas, aunque este apartado de desarrollo metodológico deberá centrarse en la primera de ellas que servirá como base para un posterior desarrollo integral. 5.2.1. Fase 1.- Análisis y Diagnóstico. Que podríamos denominar también estudio de viabilidad y definición de objetivos. En esta fase se realizará una valoración de la situación actual del municipio o localidad para identificar potenciales áreas de mejora y así poder plantear la realización de propuestas a seguir para la consecución de objetivos. Página | 84 5.2.2. Fase 2.- Plan de acción. Encaminado a pormenorizar las actuaciones que se han de llevar a cabo para la consecución del objetivo planteado a partir de la fase anterior. Las actuaciones seleccionadas además de ser viables técnica y económicamente, contarán con el apoyo y complicidad de los principales actores sociales implicados en el desarrollo de las mismas, buscando en todo momento la aceptación y participación por parte de la comunidad como único camino posible hacia el éxito de cualquier iniciativa priorizada en el estudio. 5.2.3. Fase 3.- Implementación. Donde se pretende llevar a la realidad las acciones planteadas en el punto anterior. Necesitará del concurso de profesionales en muy diversos ámbitos para la proyección de cada una de las medidas propuestas y la implantación de las mismas. Además dentro de la filosofía que subyace en todo el proyecto para la puesta en valor del territorio, exigirá de un esfuerzo añadido en la búsqueda de fórmulas tanto técnicas como sociales que nos permitan contar con las organizaciones y estructuras ya arraigadas en la zona, tanto desde el punto de vista civil como político. 5.2.4. Fase 4.- Seguimiento y control. Si llegamos a esta fase, en primer lugar deberemos felicitarnos por todo el camino andado pero en ningún caso quedarnos ahí, puesto que será necesario realizar un exhaustivo control sobre las medidas implementadas para su seguimiento y mejora, si así fuera necesario, entendiendo siempre el proyecto como algo vivo en continua adaptación hacía nuevos escenarios sociales, medioambientales y energéticos. 5.3. Planificación de tareas. Las tareas a realizar se diferenciarán de la siguiente manera. 5.3.1. Tareas a nivel técnico: 1. Diagnóstico de la Situación Actual. a. Identificación y cuantificación de las demandas (consumos) públicos y privados, caracterizándolos por tipos (industrial, domiciliario, terciario, municipales) y sistemas (climatización, iluminación, etc.). Página | 85 b. Trabajos de campo para la toma de datos. c. Propuesta de indicadores energéticos y valores actuales. 2. Definición de las tecnologías y medidas potencialmente aplicables. a. Breve descripción. b. Análisis de pro y contras. 3. Planteamiento de alternativas autoabastecimiento energético. y opciones planteadas para lograr a. Definiciones y justificación de las propuestas. b. Cuantificación de la generación, ahorro o eficiencia. c. Indicadores energéticos en las situaciones propuestas. 4. Análisis de económico financiero de las propuestas. a. Presupuestos aproximados. b. Estudio de rentabilidad c. Estudio de financiación 5. Conclusiones 5.3.2. Tareas a nivel político y de comunicación 1. Justificación social y ambiental del proyecto. Análisis DAFO. 2. Definición del modelo o régimen de implementación y explotación de las medidas. 3. Definición de estrategias de sensibilización, comunicación e implicación de la ciudadanía, Administraciones y otras entidades. Página | 86 6. Resultado, análisis y evaluación. Como resultado del presente proyecto se pretende extraer una metodología de trabajo que permita, de forma organizada, realizar una auditoría socio-económico-ambiental al municipio, y plantear alternativas de mejora en el modelo de funcionamiento que, apostando por la sostenibilidad energética del municipio, permitan mejorar las condiciones vitales de la comunidad. Para ilustrar la aplicación de dicha metodología, se trabajara con datos reales obtenidos en el estudio realizado en la localidad de Albendín, en el municipio de Baena en Córdoba. Se hace por tanto necesario agradecer a la fundación Innoves su confianza en el encargo de dicho proyecto y a la Asociación para el Desarrollo del Guadajoz y Campiña Este de Córdoba en la figura de su gerente José Rafael Guijarro, al Ayuntamiento de Baena, a su alcaldesa María Jesús Serrano y a toda y cada una de las empresas que nos abrieron sus puertas para la realización de dicho informe por su predisposición, apoyo y ayuda incondicional. 6.1. Tareas a nivel técnico. 6.1.1. Diagnóstico energético de las dependencias municipales. Identificación de los centros de consumo. Casa Consistorial, Museo y Centro de Salud. El edificio consta de dos plantas en las que se distribuyen los tres espacios que se enumeran arriba. Casa Consistorial. Las dependencias del ayuntamiento se encuentran en la planta primera, ya que la planta baja está ocupada por el Consultorio y el Museo Etnológico. Se distribuye con un recibidor y sala central de atención al ciudadano, más dos despachos (alcaldía y despacho de correos), aseos y un salón de plenos. La climatización está basada en equipos eléctricos con Split en el salón de actos y el recibidor y sala central y con sendos equipos murales (antiguos, emplean R22 - 2.3 KW) en el despacho de la alcaldía y la sala central de atención al ciudadano. El edificio no tiene calefacción, empleando para la misma, equipos de resistencia eléctrica que se encuentran almacenados en las mismas salas. La iluminación está formada por tubos fluorescentes y bajo consumo. Los cerramientos de las ventanas son de aluminio con acristalamiento simple. Página | 87 No cuenta con ACS. El horario de funcionamiento del edificio es el siguiente: Invierno: 8:00 a 14:00 h y una tarde de 17:00 a 19:00 h Verano: 8:00 a 14:00 h El edificio cuenta con un contador eléctrico que da servicio al edificio entero incluido el Consultorio y el Museo Etnológico. Museo Etnológico. El suministro eléctrico tiene servicio desde el contador del edificio. La iluminación está formada por focos decorativos (OSRAM DICROICA). No cuenta con climatización y su uso es totalmente esporádico, en épocas de fiestas. Los cerramientos de las ventanas son de madera con acristalamiento simple. Consultorio. Cuenta con 3 salas de consultas, 2 aseos, 3 cuartos varios y una sala de espera central. La climatización se realiza mediante equipos eléctricos tipo Split, con bomba de calor, con un equipo en la sala de espera con potencias 4,5 KW(F)/4KW(C)/2KW y dos equipos más en las consultas con potencias 3,5FW(F)/4,1KW(C)/1,6KW. Cuenta con ACS mediante un termo eléctrico de unos 150-200 l. La iluminación se resuelve mediante tubos fluorescentes. No tiene ninguna regulación el encendido y apagado, por lo que están encendida sin discriminación desde la apertura al cierre del consultorio. El cerramiento de la ventana y puerta es de aluminio con acristalamiento simple. El suministro eléctrico está unificado con el contador del edificio. El horario de apertura es de lunes a viernes de 8:00 a 14:00h y sábado y domingo una hora de urgencias por la mañana. Página | 88 Consumo eléctrico. De los datos recabados para este estudio, se puede hacer una comparación en la evolución del consumo durante el año 2010 y principio de 2011. Consumo energía activa en kW·h frente a meses del año Puede verse el consumo tan alto que hubo en febrero del año 2010. Coste en euros (€) frente a meses del año En cuanto al coste de la energía consumida, puede verse que el coste sigue al término de energía consumida. Página | 89 Identificación de los centros de consumo. Colegio. El edificio consta de dos plantas de unos 600 m2 en las que se distribuye en 16 habitáculos, siendo 14 aulas, un despacho de dirección y una sala de profesores. El número de alumnos en el colegio es de unos 125, durante este curso. El edificio tiene una orientación sur en su lateral más largo. Todas las aulas cuentan con ventanas correderas acristalamiento doble y carpintería metálica. También poseen persianas de PVC. Las luminarias son fluorescentes sin óptica y sin sistema de regulación. La calefacción del edificio se consigue mediante una caldera de gasóleo y radiadores. La caldera tiene una potencia de 186 kW, con un máximo de 205 kW. Se dispone de un depósito de 1000 l. Nos comentan que tiene un consumo anual de 3500 l de Gasóleo para calefacción, aunque no existe contador de combustible. La regulación es manual, estando establecida con una temperatura de consigna fija a 70 ºC. Los radiadores de las aulas no poseen regulación. La operación de la caldera es manual, apagándola a mitad de la mañana. Pero por las tardes vuelven a encenderla, aun teniendo el centro un uso limitado a un par de aulas. No existe sistema de refrigeración. El colegio no dispone de ACS. Página | 90 Consumo eléctrico. De los datos recabados para este estudio, se puede hacer una comparación en la evolución del consumo durante el año 2010 y principio de 2011. Consumo energía activa en kW·h frente a meses del año El problema que existe en el estudio de la localidad es la periodicidad de lecturas que se producen por parte de la empresa distribuidora. Aparece un máximo en el mes de febrero, pero porque no se han realizado lecturas en los tres meses anteriores. Consumo energía activa en kW·h frente a meses del año Página | 91 En el gráfico se puede ver que el consumo más alto se produce en el periodo 2, por lo que la elección del contrato es adecuada. Coste en euros (€) frente a meses del año En cuanto al coste de la energía consumida, ocurre lo mismo que con las medidas. No se puede extraer mucha información por no existir periodicidad. Identificación de los centros de consumo. Locales municipales. Pabellón. Inaugurado en marzo de 2011, está formado por una pista polideportiva, vestuarios, almacenes y gradas. Cuenta con una cubierta de panel sándwich a un agua con orientación Suroeste. Cuenta con ACS a través de un termo eléctrico de 200 L en cada uno de los vestuarios (2 vestuarios) La iluminación de la zona de almacenes es mediante tubos fluorescentes 4 luminarias con 2 unidades cada una. Los vestuarios con luminarias de bajo consumo 10 lámparas con 2 unidades cada una. La pista polideportiva cuenta con 18 lámparas de sodio de baja presión (no tienen regulación). Además tiene dos motores eléctricos para elevar las canastas de baloncesto y un marcador electrónico. El uso del pabellón no está regulado y se utiliza de forma esporádica. Hay una persona particular encargada de la apertura del mismo cuando hay solicitud de uso. Una vez al año puede tener un uso considerable, cuando hay un evento deportivo. También cuenta con un grupo de presión para el sistema contra-incendio (bomba + motor eléctrico). No cuenta con sistema de captadores solares térmicos para ACS. Página | 92 Campo de fútbol. Sin acabar en la actualidad, cuenta con una zona de vestuarios donde hay ACS a través de un termo eléctrico de 200 L en cada uno de los dos vestuarios. La iluminación es mediante tubos fluorescentes y luminarias de baja consumo, en total 3 luminarias downlight con 2 unidades y 5 tubos fluorescentes doble unidad. En el exterior hay dos focos de halogenuros metálicos para la iluminación del campo de futbol. Pista polideportiva. En la pista polideportiva (futbito, tenis) exterior hay 7 focos para la pista de tenis y un foco doble para la pista de futbito, todos de halogenuros metálicos. Esta zona cuenta con un almacén donde hay 4 fluorescentes dobles. También tiene dos servicios asociados, con un tubo fluorescente doble por servicio. No cuenta con ACS. Finalmente hay una zona techada con chapa a dos aguas (zona de canasta exterior) que cuenta con foco simple también de halogenuros metálicos. Todas las instalaciones deportivas detalladas hasta ahora tienen servicio desde un único suministro donde existe un contador. Piscina. Solo está abierta en verano desde finales de junio hasta final de agosto. Cuenta con dos servicios con ACS mediante termo eléctrico de 100 L de 1500 W. Además iluminación mediante tubos fluorescentes, un total de 13 unidades simples. Hay un cuarto de bombas, motores y sistema de depuración con dos motores de 5 CV y un fluorescente doble unidad. Se alimenta desde un cuadro eléctrico exterior: En el exterior de la piscina hay una zona ajardinada-parque que cuenta con dos motores eléctricos, uno de 10 CV que bombea el agua desde el río hasta una fuente- alberca y además alimenta el sistema de riego por aspersión de la piscina y un motor de 3 CV para el riego del parque. No tiene ningún sistema de control, el arrancado y apagado de estos motores lo realiza el operario en función de las necesidades. Página | 93 Consumo eléctrico. De los datos recabados para este estudio, se puede hacer una comparación en la evolución del consumo durante el año 2010 y principio de 2011. Consumo energía activa en kW·h frente a meses del año Puede verse que se produce un consumo alto en los meses de julio y de septiembre, que coincide con el uso de la piscina, como se ha descrito anteriormente el pabellón no está en uso en las facturas que nos han suministrado. Consumo energía activa en kW·h frente a meses del año En cuanto al coste de la energía consumida, ocurre lo mismo que con las medidas. No se puede extraer mucha información por no existir periodicidad. Página | 94 Identificación de los centros de consumo. Hogar del pensionista. La distribución interior está constituida en la planta baja por una zona de cafetería con una pequeña cocina, una sala para actividades de ocio, zona de baños y en la planta primera una sala multiuso, aseos y un despacho. La iluminación de la cafetería está formada por 4 placas de tubos fluorescentes con 2 unidades más 2 lámparas de bajo consumo. Por su parte la climatización se ha resuelto con un equipo tipo Split (MUP 24 MUNDOCLIMA 6800- 7200 W·h) y fan-coil para calefacción. La sala de actividades de ocio cuanta con 5 placas de 2 unidades de tubos fluorescentes. En el hall de entrada nos encontramos con dos lámparas incandescentes. La iluminación de la sala multiuso está formada por 4 proyectores de luz. Las zonas comunes de subida cuenta con bombillas incandescentes. La climatización está basada en equipos eléctricos con Split apoyados por fan-coils para la calefacción. En los aseos de la planta baja la iluminación se realiza mediante 3 lámparas incandescentes mientras que para la calefacción hay tres radiadores y en la sala de ocio un equipo interior (consola) que están alimentados con una caldera de gas oilFerroliMod. GN1-05 (58,1/40,5 potencia eléctrica 64,5/44,2 Gas-Oil/Gas y 71,6/49,1 Gas). La caldera no tiene un sistema de control de funcionamiento, por lo que en invierno está encendido todo el día. La caldera está situada en un patio interior (4 depósitos de 1000 L). El horario de apertura del centro es de lunes a sábado de 10:00 a 21:00 h y los domingos de 15:30 a 20:00 h. El centro al tener dos plantas cuenta con un ascensor modelo ORONA (450 Kg/6 personas). La carpintería de las ventanas es de madera con acristalamiento simple. No cuenta con ACS. Consumo eléctrico. De los datos recabados para este estudio, se puede hacer una comparación en la evolución del consumo durante el año 2010 y principio de 2011. Página | 95 Consumo energía activa en kW·h frente a meses del año Se produce un máximo de consumo en los meses de verano y suponemos es debido al sistema de climatización. Coste en euros (€) frente a meses del año En cuanto al coste de la energía consumida, ocurre lo mismo que con las medidas. No se puede extraer mucha información por no existir periodicidad. Página | 96 Identificación de los centros de consumo. Local de usos múltiples. La sala tiene aproximadamente unos 40 m2. La iluminación está formada por 6 placas rectangulares de 4 unidades, cada una de 20 W. Hay unos aseos iluminados con 2 luminarias halógenas y dos bombillas incandescentes. Además de un almacén con 3 bombillas incandescentes. La climatización es mediante aparatos eléctricos con Split de 1870 Wh de consumo (HIYASU). En la sala hay 4 ordenadores de sobremesa. Consumo eléctrico. De los datos recabados para este estudio, se puede hacer una comparación en la evolución del consumo durante el año 2010 y principio de 2011. Consumo energía activa en kW·h frente a meses del año En las características de consumo, hay un pico en el mes de diciembre de 2009. También se produce un error de facturación en diciembre de 2010 que se corrige en enero de 2011. Página | 97 Coste en euros (€) frente a meses del año En cuanto al coste de la energía consumida, a partir del mes de 2010, se suma un recargo por ausencia de ICP. Puede verse que el gasto en energía es menor que el gasto de potencia contratada. Identificación de los centros de consumo. Iluminación pública. El alumbrado público representa una de las instalaciones de mayor incidencia en el consumo energético de un municipio, alcanzando en algunos casos hasta el 80% de la energía eléctrica consumida y cerca del 60% de la partida presupuestaria. Un diseño energéticamente eficiente de las instalaciones de Alumbrado Público en un municipio ha de comenzar por determinar los niveles de iluminación necesarios para el desarrollo de las tareas que tienen lugar en la vía pública, dentro de los mínimos de seguridad y comodidad precisos. Los parámetros que influyen en la fiabilidad de la percepción son tanto la luminancia media de la superficie de la calzada como la uniformidad global y el grado de deslumbramiento. En este sentido resulta aconsejable seguir las recomendaciones del Comité Español de Iluminación en cuanto a los niveles de iluminación más adecuados para las distintas situaciones de proyecto. Alcanzados los niveles de iluminación requeridos para cada aplicación, se ha de seleccionar los elementos que forman parte de la instalación de Alumbrado Público, de forma que se consiga el máximo ahorro energético-económico al mínimo coste. Los días 13, 14 y 15 de agosto la pedanía celebra una verbena. Las fiestas o feria son a principios de septiembre, cuatro días [J-D]. En estas fiestas colocan 8 arcos de lunes para iluminar el recinto ferial. Además se conectan dos cuadros eléctricos de baja tensión de la zona Las atracciones y los puestos de comidas y demás. Página | 98 En Navidades solo se iluminan las calles principales. El suministro de agua potable del municipio es por gravedad, no cuenta con sistema de bombeo al encontrarse el depósito en altura. Consumo eléctrico. Centro de mando de Calle Baena. Situado en la Calle Baena. Tiene una potencia contratada de 12,00 kW. De los datos recabados para este estudio, se puede hacer una comparación en la evolución del consumo durante el año 2010 y principio de 2011. Consumo energía activa en kW·h frente a meses del año A falta de los consumos de los meses de noviembre de 2010 y de enero de 2011. Consumo energía activa en kW·h frente a meses del año Página | 99 Las características del contrato hacen que la lectura se produzca bimensualmente, detectándose: Coste en euros (€) frente a meses del año En cuanto al coste de la energía consumida, ocurre lo mismo que con las medidas. No se puede extraer mucha información por no existir periodicidad. Consumo eléctrico. Centro de mando de Calle Luque. Situado en la Calle Luque. Tiene una potencia contratada de 5,00 kW. De los datos recabados para este estudio, se puede hacer una comparación en la evolución del consumo durante el año 2010 y principio de 2011. Consumo energía activa en kW·h frente a meses del año Página | 100 Las características del contrato hacen que la lectura se produzca bimensualmente, detectándose. Consumo energía activa en kW·h frente a meses del año Las características del contrato hacen que la lectura se produzca bimensualmente, detectándose: Coste en euros (€) frente a meses del año En cuanto al coste de la energía consumida, ocurre lo mismo que con las medidas. No se puede extraer mucha información por no existir periodicidad. Página | 101 Consumo eléctrico. Centro de mando de Calle Luque S/N. Situado en la Calle Luque. Tiene una potencia contratada de 13,15 kW. De los datos recabados para este estudio, se puede hacer una comparación en la evolución del consumo durante el año 2010 y principio de 2011. Consumo energía activa en kW·h frente a meses del año Las características del contrato hacen que la lectura se produzca bimensualmente, detectándose: Consumo energía activa en kW·h frente a meses del año Las características del contrato hacen que la lectura se produzca bimensualmente, detectándose: Página | 102 Coste en euros (€) frente a meses del año En cuanto al coste de la energía consumida, ocurre lo mismo que con las medidas. No se puede extraer mucha información por no existir periodicidad. Consumo eléctrico. Centro de mando de Calle Rio. Situado en la Calle Rio. Tiene una potencia contratada de 3,46 kW. De los datos recabados para este estudio, se puede hacer una comparación en la evolución del consumo durante el año 2010 y principio de 2011. Consumo energía activa en kW·h frente a meses del año Página | 103 Las características del contrato hacen que la lectura se produzca bimensualmente, detectándose: Consumo energía activa en kW·h frente a meses del año Las características del contrato hacen que la lectura se produzca bimensualmente, detectándose. Coste en euros (€) frente a meses del año En cuanto al coste de la energía consumida, ocurre lo mismo que con las medidas. No se puede extraer mucha información por no existir periodicidad. Página | 104 Consumos totales. Una vez obtenidos todos los consumos, en kW·h, de las dependencias municipales, se puede descomponer por servicios. Climatización Iluminación ACS Otros Total Consumo 44.820,5 269.571,4 2.339 9.548,3 326.279,2 % 13,74% 82,62% 0,72% 2,92 % 6.1.2. Diagnóstico energético de los entes privados. Definición de los actores. En primer lugar se hace necesario identificar los diferentes actores privados que contribuyen al consumo energético global del municipio. En concreto conviene agrupar por tipologías a dichos consumidores. Para el presente análisis de han identificado y agrupado los siguientes grupos de consumidores energéticos. Particulares (viviendas). Cooperativas agrícolas y almazaras. Comunidad de regantes. Industria avícola. Industria alimentaria. Industria de transformación. Transporte. Construcción. Página | 105 Identificación de los suministros energéticos existentes. El municipio se nutre fundamentalmente de los siguientes tipos de suministros energéticos. Electricidad. Combustibles (Gasóleo, GLP, biomasa). Existen la empresa distribuidora de electricidad en el municipio es Endesa. Respecto al gasóleo los principales suministradores son la Cooperativa de Labradores y Ganaderos así como una estación de servicio de la que no se han obtenido datos. La biomasa residual, procedente fundamentalmente de la explotación del olivar, se consume fundamentalmente en las explotaciones avícolas, almazaras y en las instalaciones de generación eléctrica ubicadas en Baena. Definición de la situación de referencia. Para la realización del presente análisis se ha contado con la información obtenida de distintas fuentes. En concreto una vez identificado los actores se realizaron visitas y trabajos de campo para realizar un inventario general de los sistemas de consumo correspondientes a los distintos tipos de usuarios, se solicitaron datos de facturación energética y regímenes de funcionamiento. Dada la complejidad y el carácter disperso de algunos datos no se ha contado con la totalidad de la información requerida por lo que en algunos casos se han tenido que estimar los consumos energéticos. En concreto y en los casos en los que no se ha contado con facturas que permitan determinar el consumo energético, como en el caso de las viviendas, se han estimado las demandas térmicas mediante el método de los grados día considerando una temperatura base de 18 oC y tomando como fuente los datos registrados por la estación meteorológica agronómica Baena. Para un mejor análisis de la situación actual se ha optado por analizar los consumos por tipología de suministro, por tipología de uso final y por tipo de usuario. Página | 106 Análisis de los consumos de electricidad. En base a la información comentada anteriormente se han podido estimar como se reparten los consumos de electricidad entre los distintos tipos de usuarios. TIPO DE USUARIO CONSUMO ENERGÉTICO ANUAL (kWh) Particulares Cooperativas agrícolas almazaras Granjas avícolas Comunidad de regantes Alimentaria Construcción TOTAL 2.706.730 399.973 y 56.765 1.920.900 216.000 10.839 5.311.207 Página | 107 Análisis de los consumos de combustibles convencionales. En base a la información comentada anteriormente se han podido estimar como se reparten los consumos de combustible entre los distintos tipos de usuarios. TIPO DE USUARIO Particulares Cooperativas agrícolas almazaras Granjas avícolas Alimentaria Construcción Industria transformación TOTAL CONSUMO ENERGÉTICO ANUAL (kWh) 5.592.530 5.702.000 y 99.100 120.000 153.924 300.000 11.967.554 DESGLOSE DEL CONSUMO DE GASÓLEO Y GLP POR TIPO DE USUARIO 1% 2% 1% 1% Particulares 47% 48% Cooperativas agrícolas y almazaras Granjas avícolas Alimentaria Construcción Industria transformación Página | 108 Análisis de consumo de biomasa. A continuación se muestra los consumos totales de repartidos por fuente tipo de usuario. TIPO DE USUARIO CONSUMO ENERGÉTICO ANUAL (kWh) Cooperativas agrícolas y almazaras Granjas avícolas TOTAL 282.846 268.500 551.346 DESGLOSE CONSUMOS DE BIOMASA 49% Cooperativas agrícolas y almazaras 51% Granjas avícolas Consumos agregados por tipo de energía. A continuación se muestra los consumos totales energéticos repartidos por fuente tipo de energía. TIPO DE ENERGÍA Gasóleo y GLP Biomasa Eléctrica TOTAL ENERGÍA ANUAL (kWh) 12.135.565 356.280 5.311.207 17.803.052 Página | 109 DESGLOSE TIPO DE ENERGÍA 30% Gasóleo y GLP Biomasa 68% 2% Consumos agregados por tipo de uso final. A continuación se muestra los consumos totales energéticos repartidos por tipo de uso final. TIPO DE USO TÉRMICO ELÉCTRICO TRACCIÓN TOTAL ENERGÍA ANUAL (kWh) 6.366.060 5.311.207 6.152.840 17.830.107 DESGLOSE POR TIPO DE USO 34% 36% TÉRMICO ELÉCTRICO 30% TRACCIÓN Página | 110 Consumos agregados por tipo de usuario. A continuación se muestra los consumos totales energéticos repartidos por tipo de usuario. TIPO DE USUARIO CONSUMO ENERGÉTICO ANUAL (kWh) Particulares Cooperativas agrícolas almazaras Granjas avícolas Comunidad de regantes Alimentaria Construcción Industria transformación 8.299.260 6.384.819 y 424.365 1.920.900 336.000 164.763 300.000 17.830.107 TOTAL DESGLOSE POR TIPO DE USUARIO Particulares 2% 2% 1% 2% Cooperativas agrícolas y almazaras 11% 47% 35% Granjas avícolas Comunidad de regantes Alimentaria Construcción Industria transformación Página | 111 6.1.3. Definición de las tecnologías o medidas. Instalaciones fotovoltaicas. Durante los últimos años, en el campo de la actividad fotovoltaica, los sistemas de conexión a la red eléctrica constituyen la aplicación que mayor expansión ha experimentado. La extensión a gran escala de este tipo de aplicaciones ha requerido el desarrollo de una ingeniería específica que permite, por un lado, optimizar diseño y funcionamiento tanto de productos como de instalaciones completas, desarrollar nuevos productos con los conocimientos adquiridos y, por otro, evaluar su impacto en el conjunto del sistema eléctrico, siempre cuidando la integración de los sistemas y respetando el entorno arquitectónico y ambiental. El Real Decreto 436/2004, de 12 de Marzo, permite en España que cualquier interesado pueda convertirse en productor de electricidad a partir de la energía del Sol. Por fin el desarrollo sostenible puede verse impulsado desde las iniciativas particulares que aprovechando el recurso solar pueden contribuir a una producción de energía de manera más limpia. Ahora, el ciudadano en su vivienda unifamiliar, la comunidad de vecinos, las empresas u otras entidades que lo deseen podrán disponer de su instalación solar conectada a la red. Principio de funcionamiento. La Energía Solar es una energía limpia, que utiliza una fuente inagotable que no cuesta, pero cuyo mayor inconveniente radica en cómo poder convertirla de una forma eficiente en energía aprovechable. La tecnología actual en este sentido va dirigida en dos direcciones: conversión eléctrica y conversión térmica. La conversión directa en energía eléctrica se produce en las células solares y se basa en el efecto fotovoltaico. Los sistemas fotovoltaicos transforman la energía radiante del sol en energía eléctrica. Este proceso de transformación se produce en un elemento semiconductor que se denomina célula fotovoltaica. Cuando la luz del sol incide sobre una célula fotovoltaica, los fotones de la luz solar transmiten su energía a los electrones del semiconductor para que así puedan circular dentro del sólido. La tecnología fotovoltaica consigue que parte de estos electrones salgan al exterior del material semiconductor generándose así una corriente eléctrica capaz de circular por un circuito externo. Para hacer posible el manejo práctico de las células fotovoltaicas, estas se presentan asociadas eléctricamente entre sí, y encapsuladas en un bloque llamado panel o módulo fotovoltaico, que constituye el elemento básico para la producción de electricidad. Las dimensiones de dicho panel son función de la cantidad de células que lo componen, y está en continua evolución. El módulo fotovoltaico está formado por unos conjuntos de células solares conectadas entre sí en serie y paralelo hasta conseguir el voltaje adecuado para su utilización, este voltaje también está en continua evolución, adoptando valores usuales en torno a los 24 V, aunque se llegan a alcanzar los 74 V en régimen normal de trabajo. El conjunto de células está envuelto por unos Página | 112 elementos que le confieren protección frente a los agentes externos y rigidez para acoplarse a las estructuras que lo soportan. La radiación solar. Unidades. Las condiciones de funcionamiento de un módulo fotovoltaico dependen de variables externas tales como la radiación solar y la temperatura de funcionamiento. Para poder efectuar el diseño de una instalación solar fotovoltaica se necesita saber la radiación del lugar. Para ello se ha de disponer de las tablas de radiación solar actualizadas de nuestra provincia (los institutos de energía elaboran anualmente un atlas de radiación), y en el caso de la comunidad andaluza, cuentan con una aplicación que determina dichos valores en cada provincia asociados a las mediciones históricas realizadas en centros meteorológicos. Fuente: Potencial Eléctrico Solar en países europeos. Comisión Europea. Página | 113 La cantidad de energía recibida del Sol (radiación solar) y la demanda diaria de energía serán los factores que nos marcarán el diseño de los sistemas fotovoltaicos. Como norma general esta energía nos será dada en kWh/m2, que se podría traducir a kJ/m2. La elección de los datos de radiación solar dependerá directamente de la situación de la instalación, así como de las condiciones meteorológicas predominantes y particulares de cada lugar. Para cada provincia utilizaremos una tabla de radiación solar mensual interceptada por una superficie inclinada. Unidades. Existen dos unidades que permiten dimensionar la superficie del módulo solar. HORA SOLAR PICO (H.S.P.) Se define como la cantidad de horas de sol con una intensidad de radiación de 1000 W/m2, que incide sobre la superficie del módulo solar. En España este valor está comprendido entre las 2 horas en invierno y las 4 horas en verano. WATIO PICO (WP) Se define como la máxima potencia que puede recibir un panel o módulo fotovoltaico y coincide con una intensidad de radiación constante de 1000 W/m2 o 100 mW/cm2 a una temperatura de 25ºC. Ventajas/Inconvenientes en la Instalación Fotovoltaica. Las instalaciones de generación de energía eléctrica fotovoltaica presentan las siguientes ventajas: Son sistemas modulares, lo que facilita su flexibilidad para adaptarse a diferentes tipos de aplicaciones, y su instalación es relativamente sencilla. La modularidad se extiende a las propias instalaciones ya que en función de la capacidad de las cubiertas, la capacidad máxima de la red de evacuación y el nivel de inversión que se quiera asumir, pueden diseñarse instalaciones de casi cualquier potencia, sin más que agrupar el número de módulos necesario. En los casos de instalaciones conectadas a red, generalmente el factor limitante de la potencia a instalar es la superficie disponible o el máximo que el inversor está dispuesto a gastar en la instalación. Página | 114 Tienen una larga duración. La vida útil de una planta fotovoltaica, la define la vida útil de sus componentes, principalmente el generador o módulo fotovoltaico, que constituye más del 50% del valor de la instalación. Los módulos tienen una vida esperada de más de 40 años. Realmente no se tienen datos para saber con exactitud la vida real de un generador conectado a red porque no se tiene suficiente perspectiva, existen módulos de instalaciones aisladas de red que llevan funcionando más de 30 años sin problemas. En cuanto a las instalaciones conectadas a red, la instalación europea más antigua es la del Laboratorio de Energía, Ecología y Economía (LEEE) de Lugano, Suiza, que empezó a funcionar hace veinte años. Los expertos de LEEE aseguran, que esta instalación, pionera en todos los aspectos, puede estar en funcionamiento, al menos, diez años más. La vida útil de los restantes elementos que componen la planta FV, inversores y medidores, así como los elementos auxiliares, cableado, canalizaciones, cajas de conexión, etc., es la vida útil típica de todo equipo electrónico y material eléctrico, la cual es compatible con la larga vida útil del generador FV, con el adecuado mantenimiento. No requieren apenas mantenimiento. El mantenimiento es escaso, y no solo es conveniente hacerlo en las horas nocturnas para tener una disponibilidad diurna máxima, sino que es necesario, para evitar que existan tensiones en los generadores. Ofrecen una elevada fiabilidad. Las instalaciones fotovoltaicas son de una alta fiabilidad y disponibilidad operativa alta, del orden del 95%. No producen ningún tipo de contaminación ambiental, por lo que contribuyen a la reducción de emisiones de dióxido de carbono (CO2) al utilizarse como alternativa a otros sistemas generadores de energía eléctrica más contaminantes. Tienen un funcionamiento silencioso. Por otro lado, para conseguir su plena incorporación a los hábitos de la sociedad, como una solución complementaria a los sistemas tradicionales de suministro eléctrico, es necesario superar ciertas barreras: A nivel económico se deberá fomentar la reducción de los costes de fabricación y precio final de la instalación a partir de las innovaciones que se introduzcan en el sector y a las economías de escala generadas como consecuencia del aumento de la demanda y de los volúmenes de producción. Del mismo modo, se deberán conseguir condiciones de financiación aceptables para abordar la inversión necesaria. Desde el punto de vista estético se deberán integran los elementos fotovoltaicos en los edificios des de su fase de diseño y también en los entornos tanto urbano como rural. Página | 115 Otro potencial de utilización que supone una ventaja de este tipo de instalaciones es que en lugares remotos, donde no hay red eléctrica, las instalaciones fotovoltaicas aisladas permiten satisfacer las necesidades energéticas con un bajo coste de operación y mantenimiento, siendo además un sistema de producción respetuoso con el medioambiente. En aquellos emplazamientos donde llega la red eléctrica general es aconsejable instalar sistemas conectados a red. De esta forma, la electricidad producida por los módulos fotovoltaicos es inyectada a la red de distribución convencional y vendida a las compañías de electricidad. Elementos que constituyen la instalación. Los elementos que constituyen una instalación fotovoltaica a red son: Módulos fotovoltaicos: Son el elemento de generación eléctrica y se pueden disponer en serie y/o paralelo para obtener la tensión nominal requerida en cada caso, así como un valor de intensidad asumible por el inversor al cual se conecta. Estos paneles están formados por un número determinado de células que están protegidas por un vidrio, encapsuladas sobre material plástico y todo el conjunto enmarcado con un perfil metálico. Los módulos se conectarán en serie formando cadenas y éstas se conectarán en paralelo a los inversores proyectados. Inversor de conexión a red: El inversor es una pieza fundamental en la instalación eléctrica fotovoltaica, ya que permite la conversión de la energía generada por los paneles fotovoltaicos de corriente continua a corriente alterna para que el sistema pueda operar en paralelo con la red de la compañía suministradora. Además, las compañías son muy exigentes a la hora de establecer los criterios de calidad eléctrica que debe cumplir la electricidad generada a fin de ser vertida en la red. Transformador de aislamiento: El mismo R.D. 1663/2000 establece la necesidad de garantizar el aislamiento galvánico entre el inversor y la red de la compañía. Protecciones: Al igual que en la instalación aislada deberá estar protegida. Pero además, la normativa establece una serie de protecciones añadidas como medidas de seguridad para la red de distribución. Estructura soporte: que han de servir como soporte y fijación de los módulos a fin de resistir las cargas de viento y peso propio de la instalación, pero al mismo tiempo, fijar una inclinación y orientación adecuada a los módulos de acuerdo a la obtención del máximo aprovechamiento de la energía solar incidente. Página | 116 Descripción del Sistema de Conexión a Red. La instalación fotovoltaica de conexión a red responde al sencillo esquema de la Figura mostrada a continuación: Fuente: Elaboración propia. En ella se muestra que el generador fotovoltaico está formado por una serie de módulos del mismo modelo conectados eléctricamente entre sí y se encarga de transformar la energía del sol en energía eléctrica, generando una corriente continua proporcional a la irradiancia solar que incide sobre ellos. Sin embargo, no es posible inyectar directamente la energía del generador fotovoltaico en la red eléctrica precisando ser transformada en corriente alterna para acoplarse a la misma. Esta corriente se conduce al inversor que, utilizando la tecnología de potencia, la convierte en corriente alterna a la misma frecuencia y tensión que la red eléctrica y de este modo queda disponible para cualquier usuario. La energía generada, medida por su correspondiente contador de salida, se venderá a la empresa distribuidora tal y como marca el Real Decreto 436/2004. Asimismo, la instalación cuenta con un contador de entrada para descontar posibles consumos de la instalación (stand-by nocturno del inversor, principalmente). De esta forma, la instalación de conexión a red se plantea como una inversión, facturándose la energía de la instalación fotovoltaica de forma independiente a la factura de consumo de las instalaciones, por lo que es falsa la creencia de que sólo se vende a la compañía eléctrica el excedente de producción. Este último hecho permite reducir el período de amortización, que depende de los siguientes factores: Potencial solar de la instalación: ciudad, inclinación y orientación del generador, existencia o no de sombras. Porcentaje subvencionado, ya que existen subvenciones tanto a nivel estatal (IDAE) Página | 117 como para cada Comunidad Autónoma en particular. Potencia nominal de la instalación: como ya hemos visto, el precio de la energía depende de la potencia nominal de la instalación. Con respecto a este punto, es importante destacar que la potencia nominal de una instalación se calcula como la suma de las potencias nominales de los inversores. En una misma instalación se pueden emplear varios inversores, cada uno con su generador fotovoltaico de forma independiente. Esto permite realizar operaciones de mantenimiento en una parte de la instalación sin interferir en el resto y confiere una gran modularidad al sistema en lo que respecta a: Potencial nominal. Posibilidad de ampliaciones. Adaptación a las particularidades del emplazamiento: minimización de sombras, utilización de diversos campos con orientaciones e inclinaciones diversas. Régimen retributivo. El 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 ha modificado tanto las retribuciones económicas como los procedimientos establecidos por el Real Decreto 1578/2.008 y el RD 661/2007 correspondientes a la actividad de producción de energía eléctrica mediante tecnología fotovoltaica conectada a red. En el escenario actual se establece una clasificación de dichas instalaciones, a saber: Tipo I: Instalaciones sobre cubiertas o fachadas de edificios y aparcamientos. A su vez dicho tipo se divide en dos en función de la potencia: Tipo I.1: Potencia inferior o igual a 20 kW. Tipo I.2: Potencia superior a 20 kW. Tipo II: Instalaciones no incluidas en el tipo I, por ejemplo (huerto solar sobre suelo o cubiertas de invernaderos) Además existen unos cupos de potencia, para las distintas tipologías, que irá cambiado anualmente y un registro de pre asignación de retribución. En dicho registro se asignará la retribución correspondiente a cada instalación en función de la convocatoria en la que se inscriba. El escenario de tarifas de referencia para el tercer trimestre de 2011 es el siguiente: Página | 118 TIPOLOGÍA Tipo I.1 Tipo I.2 Tipo 2 TARIFA REGULADA 0,281271 €/kWh 0,198353 €/kWh 0,130324 €/kWh Fuente: Ministerio de Industria, Turismo y Comercio Para posteriores convocatorias se irán reduciendo dichas tarifas, dependiendo además la retribución final de una instalación del porcentaje de potencia pre-registrada respecto al cupo correspondiente. Por otro lado se establece la obligación de presentar avales al inicio de los trámites administrativos, la cuantía de los mismos es de 50 €/kW para instalaciones de hasta 20 kW y de 500 €/kW para más de 20 kW. Dicho aval quedará liberado tras la inscripción definitiva como Productor de Régimen Especial. Alumbrado exterior. En el ámbito municipal, el alumbrado público puede alcanzar el 60% del consumo de energía de sus instalaciones, y en el caso de Albendín, el 76.1% del consumo total. Es evidente que esta gran parte de la energía necesaria en el municipio tiene una gran repercusión en la factura eléctrica, por lo que es justificable una actuación sobre el mismo. Página | 119 Si observamos el gasto eléctrico en alumbrado público por habitante en la Unión Europea, para 2011, se obtiene que el gasto español va a la cabeza frente al resto de nuestros vecinos: En el caso de Albendín, este consumo supone 231,73 kWh/año, lo que supone aproximadamente un 200% del consumo medio en España. Según el Plan de Acción 2011-2020 del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio, junto con el Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE), y los informes realizados en experiencias piloto, la adecuación de las instalaciones de alumbrado exterior tiene un elevado potencial de ahorro en el consumo eléctrico, del orden del 45%. Este potencial permite, en términos económicos, efectuar inversiones con un periodo de Fuente: Universidad Complutense de Madrid. Gasto eléctrico retorno simple inferior a seis años, lo que en alumbrado público por habitante (kWh/año). resulta idóneo para empresas de servicios energéticos. Para 2020 se prevé una ejecución del 70% en ciudades de más de 25.000 habitantes, con un ahorro medio del 30% en su consumo de energía en iluminación, y un 10% en el resto de municipios con un ahorro medio también del 30% del consumo. Eficiencia energética en iluminación. La eficiencia luminosa de una fuente de luz se establece como la relación entre el flujo luminoso y la potencia absorbida para su generación. En el caso de instalaciones de alumbrado público, tiene sentido introducir el concepto de eficiencia energética (EE) de la lámpara que se obtiene de la relación entre la potencia instalada y la superficie iluminada. Por otra parte, la iluminancia (E) de la lámpara es función del flujo luminoso emitido por la misma (F), el factor de utilización (K), el mantenimiento que sufra (fm) y por supuesto, la superficie iluminada (S). Página | 120 El factor de mantenimiento oscilará entre 0.44 y 0.89 dependiendo del seguimiento que se realice en este aspecto, y adoptando el valor más alto cuando el mantenimiento es adecuado. En cuanto al factor de utilización, es la relación entre el flujo que llega a la superficie de estudio y el emitido por la lámpara. Por tanto, el valor del flujo lumínico de una instalación en servicio variará entre: Para la misma iluminancia en servicio haciendo mantenimiento de la instalación, en base a una idéntica superficie iluminada, el flujo a instalar suministrado por las lámparas llega a variar en relación de 1 a 5, en función del factor de utilización y mantenimiento de la instalación. Es decir, entre la solución más eficiente energéticamente y la menos idónea, el flujo luminoso a instalar varía en la relación de 1 a 5. Esta relación aumenta si se comparan las energías eléctricas consumidas, dado que la gama de lámparas a instalar ofrece eficacias luminosas que pueden variar desde los 55 lm/w a los 110 lm/w, es decir, que alterando la eficacia de la lámpara cambiando de tecnología, se puede duplicar la cantidad de energía eléctrica consumida, lo que agregado al análisis anterior puede llegar a emplear una relación de 1 a 10 en el consumo energético en soluciones extremas. Página | 121 Existe otro factor importante que condiciona el consumo energético del sistema de iluminación, y es el pavimento que se está iluminando, así, para la misma luminancia (L), una superficie más clara alcanza valores de iluminancia (E) más elevados. En valores extremos, la selección de una superficie adecuada establece una relación que varía de 1 a 1,6. Por tanto, el consumo eléctrico global puede oscilar entre 1 y 16 para los sistemas menos y el más eficiente. Tecnologías eficientes y sistemas de ahorro. En cualquier caso, es fundamental el establecimiento de criterios específicos de utilización del alumbrado público, que fijen horarios y regímenes de funcionamiento y encendido y apagado de alumbrado ornamental y de fiestas, ya que mediante estas políticas se consiguen importantes ahorros energéticos y por tanto, una disminución en la factura. A partir de este punto previo y fundamental antes de realizar cualquier análisis, podemos diferenciar tres grupos fundamentales en lo referente a la mejora de sistemas de alumbrado: Sistemas Simples. Consisten en la reducción del consumo asociado a la iluminación mediante el apagado selectivo de lámparas. No se trata en este caso de sistemas inteligentes, sino de redes independientes que se apagan en periodos de tiempo determinados. El ahorro conseguido es directamente proporcional al número de lámparas y al número de horas que se apaguen. Es un sistema efectivo, pero provoca una diferenciación en la densidad lumínica de la zona. Sistemas Eficientes. Dentro de este grupo se incluyen nuevas tecnologías que pretenden el encendido y apagado oportuno del sistema de alumbrado, así como el nivel lumínico alcanzado Dentro de este grupo se incluyen: Interruptores crepusculares y astronómicos: que encienden y apagan las instalaciones en el momento preciso, evitando encendidos con luz natural suficiente. En los crepusculares mediante el accionamiento de células fotoeléctricas que detectan la cantidad de luz natural existente, y los astronómicos, que son programadores electrónicos que regulan el momento de encendido y apagado en base al movimiento de la Tierra respecto al Sol a partir de cálculos de geometría solar y según el emplazamiento de la instalación. Producen ahorros de entre un 3 y un 7% en el consumo. Sistemas de regulación de los niveles luminosos contrastados: en el caso de lámparas de descarga, donde se puede reducir el consumo en horas de menor exigencia mediante la reducción del flujo luminoso. Página | 122 o Se puede conseguir mediante la instalación de balastos de doble nivel, que son elementos electrónicos que proporcionan dos niveles de tensión para las lámparas, obteniendo un régimen de consumo reducido disminuyendo la tensión que le llega a la lámpara, y por tanto, reduciendo así el consumo de energía. o Otra forma de conseguirlo sería mediante la instalación de reguladores de flujo en cabecera de línea. Permiten reducir la tensión de alimentación en el conjunto lámpara-balasto, consiguiendo reducciones de potencia del 40%. Además, producen una estabilización en la onda de tensión que alimenta las lámparas, con lo que se evitan sobreconsumos innecesarios debidos a las fluctuaciones de la onda de tensión, además de alargar la vida útil de las lámparas. Actúan sobre cada una de las fases. La ventaja principal frente a los balastos electromecánicos de doble nivel es la tensión de alimentación, tanto a nivel máximo como reducido. Se pueden incorporar en instalaciones antiguas sin inversiones costosas, y no permiten su instalación en líneas con lámparas de diferentes tecnologías, o en aquellas cuya sección de cable ha quedado disminuida por la ampliación de la línea. o Otra forma de regulación de niveles lumínicos es la utilización de sensores que comprueban variaciones ambientales como cantidad de luz, presencia o ausencia de ocupantes, y a partir de estos parámetros, se envía una señal de control analógica o binaria. En los binarios, sólo existe la posibilidad de encendido y apagado, pero en los analógicos, se puede cambiar de forma continua el valor entre los márgenes de medida. Dentro de esta categoría podemos encontrar: Detectores de presencia, que controlan automáticamente el encendido y apagado de la instalación al registrar la presencia de personas en el sector a iluminar. Detectores de nivel de iluminación: adaptan el flujo luminoso a aportar por la lámpara en función del nivel ambiental existente. Este Página | 123 tipo de instalaciones tienen especial interés en interiores, o bien en los momentos de salida y ocaso del sol. Sistemas de gestión centralizadas adecuados. Sistemas de control. En este caso, facilitan la gestión del alumbrado, desarrollando las funciones necesarias para optimizar el uso de recursos disponibles, obteniendo significativos ahorros. Este tipo de sistemas realizan control sobre: o Medida de tensión, intensidad, energías, potencias y factor de potencia. o Detección de presencia. o Inventario de instalaciones. o Historial de cada una de las luminarias. o Detección de averías. o Encendido y apagado de alumbrado. o Activación y desactivación del alumbrado reducido. o Sincronización horaria. Sustitución de luminarias. El primer aspecto a considerar en el alumbrado público es que debe ser diseñado para proporcionar el nivel de iluminación requerido por el tipo de vial, es decir, considerando el tamaño de las calles y el flujo de tránsito. En todos los casos debe considerar las condiciones específicas de iluminación. Sistemas de iluminación ineficientes instalados en el alumbrado público pueden ser sustituidos por sistemas de mayor eficacia y con un flujo luminoso igual o similar al sistema actual, lo anterior garantiza que no habrá disminución en los niveles de iluminación, manteniendo así el confort de la población. Hoy día es conocido que el ojo humano sólo percibe de forma útil un pequeño espectro lumínico de toda la luz que pueda proyectar un foco o una lámpara. Estos conocimientos nos demuestran que los ojos perciben mejor la luz que se encuentra en la parte central del espectro, la luz blanca. Las lámparas convencionales de incandescencia, y de vapores de gases se centran en la banda de tonalidad rojiza del espectro, la cual se encuentra fuera del pico de sensibilidad del ojo humano. Estas lámparas ofrecen una luz amarillenta y provocan que los colores no sean reproducidos fielmente, por lo Página | 124 tanto, es necesaria más luz para poder garantizar una visión segura. Mediante la implementación de tecnología LED, sucede todo lo contrario, su espectro lumínico se encuentra en la banda central, ofreciendo una luz blanca y neutra totalmente visible por el ojo humano. Todo esto permite una visualización de colores y objetos de una forma mucho más clara y natural. Por lo expresado hasta aquí es fácilmente entendible que cuando encendemos una lámpara, no toda la energía transformada es aprovechada para la producción de luz visible, ya que gran parte se pierde en calor y en radiaciones no visibles. Se empleará el concepto de rendimiento o eficacia luminosa al flujo que emite una fuente luminosa, es decir, la porción de radiación visible por el ojo humano frente a la potencia eléctrica consumida para su obtención. Independientemente del rendimiento luminoso, existe otro parámetro a tener en cuenta, y es el color y la temperatura de color. El color no es una cualidad de los cuerpos, sino una interpretación que el cerebro realiza de las radiaciones electromagnéticas que el ojo es capaz de percibir. Los cuerpos no generan radiaciones de este tipo, sino que reflejan, transmiten o absorben parte o todas las radiaciones, excepto las correspondientes al color que nuestro cerebro identifica. Si la refleja toda, se verá de color blanco, y por el contrario, si las absorbe todas, se verá de color negro. Por otra parte, hablaremos de temperatura de color como una forma de describir una fuente luminosa. Este parámetro da información sobre las tonalidades de la luz. Temperaturas de color inferiores a 3300 K dan una apariencia de color cálido, mientras que por encima de 5000 K, se produce una sensación de luz fría. Página | 125 Por último, incluimos el índice de reproducción cromática (Ra) como la capacidad que presenta una fuente luminosa de permitir una buena apreciación de los colores sobre el objeto iluminado. Cuanto más uniforme y completa sea la composición espectral de la radiación de un iluminante, mejor quedarán reproducidos los colores. A continuación se muestra una tabla comparativa entre tecnologías: Potencia W Flujo luminoso Lm Eficacia luminosa Lm/W Ra Temperatura de color K Vida media H Tiempo de encendido Min Sodio baja presión 18-200 Sodio alta presión 50-1.000 Vapor de mercurio 50-1.000 Halogenuros metálicos 20-1.000 LED 1.5-160 8.00033.000 130-180 25.000120.000 70-130 3.000-60.000 40-70 10.00080.000 80-125 50.000100.000 80-110 20% 1.800 20-45% 2.000-2.200 40-700 3.000-4.000 60-100% 3.000-6.000 78-85% 2.700-5.700 14.000 23.000 12.000 15.000 50.000 7-12 6-7 10 2 Instantáneo El uso de lámparas LED ofrece como principales ventajas: Bajo consumo. Baja temperatura. Amplia banda espectral. Mayor rapidez de respuesta. Luz más brillante. Ausencia de fallos de iluminación. Mayor durabilidad y fiabilidad. Página | 126 Luego estos sistemas garantizan una reducción en el consumo de energía a la vez que mantienen la calidad del servicio. Además, cuentan con una mayor vida útil y un menor mantenimiento de las instalaciones. Como comparativa, una iluminación convencional de descarga por vapor de mercurio de 250 W puede reemplazarse por una LED de 90 W. Cogeneración y district heating. Se propone en este caso la realización de una planta de cogeneración mediante la gasificación de la biomasa procesada en la Cooperativa de Labradores y Ganaderos (hueso de aceituna, restos de poda). La planta producirá de forma simultánea energía eléctrica y calor. La energía eléctrica será vertida a la red de distribución para su venta y el calor recuperado en el proceso será transferido a una central térmica para su distribución a través de un sistema DistrictHeating y cubrir las necesidades térmicas de la propia almazara y de 50 viviendas ubicadas en la zona Soto Henares (C/ Santa Ana). A continuación se muestra una imagen fotográfica de la zona objeto de la actuación, en la que se muestra la ubicación de la instalación de cogeneración así como el posible trazado de la red principal de distribución de calor. En este caso se trata producir electricidad mediante motores alternativos a gas (syngas), a los que se acopla el alternador. La novedad aquí radica en que en vez de utilizar gas natural en la combustión del motor, este se alimenta con gas de síntesis (syngas) procedente de un gasificador de biomasa sólida. Este syngas o gas pobre aunque con un poder calorífico inferior al del gas natural es un combustible eficaz para su uso en los motores. La ventaja fundamental de esta tecnología consiste en que los motores son más eficientes que las turbinas de vapor a la hora de convertir energía térmica en energía mecánica. Además en el Página | 127 proceso de gasificación se eliminan gran parte de las partículas sólidas, debido a los procesos de craqueo y pirólisis que se dan en el gasificador, así como al sistema de depuración del gas. Eso además es obligado ya que el gas debe ser lavado antes de poder incorporado a los motores. Por este motivo los niveles de emisión de partículas son bastante inferiores a los correspondientes a la caldera de vapor. Además esta tecnología se encuentra desarrollada para potencias inferiores abarcando rangos de entre 300 kW y 2 MW eléctricos. Dado que en nuestro caso la planta será de 750 kW esta opción es la más idónea. A continuación se muestra un esquema del proceso de cogeneración con syngas así como el diagrama Sankey correspondiente. Aprovechamientos térmicos en planta con motores alternativos. Página | 128 Aprovechamientos térmicos en planta con motores alternativos. Respecto a la tecnología basada en turbinas de vapor la relación entre la producción eléctrica y la energía consumida es mayor (25%). Generación eléctrica mediante biomasa. En este caso se propone la realización de una planta la generación eléctrica mediante la gasificación de restos de poda del olivar, para el suministro eléctrico de la Comunidad de Regantes. En este caso se trataría de una generación eléctrica sin producción de calor útil. Valoración energética de RSU y producción de compost. La digestión anaerobia es un proceso biológico en el que la materia en ausencia de oxígeno, y mediante la acción de un grupo de bacterias orgánicas específicas, se descompone en productos gaseosos o “biogás” (CH4, CO2, H2, H2S, etc.), y en digestato, que es una mezcla de productos minerales (N, P, K, Ca, etc.) y compuestos de difícil degradación. El biogás contiene un alto porcentaje en metano, CH4 (entre 50-70%), por lo que es susceptible de un aprovechamiento energético mediante su combustión en motores, en turbinas o en calderas, bien sólo o mezclado con otro combustible. El proceso controlado de digestión anaerobia es uno de los más idóneos para la reducción de emisiones de efecto invernadero, el aprovechamiento energético de los residuos orgánicos y el mantenimiento y mejora del valor fertilizante de los productos tratados. La digestión anaerobia puede aplicarse, entre otros, a residuos ganaderos, agrícolastión y por supuesto en la gestión de la fracción orgánica de los RSU. Página | 129 Cuando se trata de producir biogás a partir de RSU, se utilizan dos estrategias, por un lado la desgasificación de vertederos controlados y por otros la digestión anaeróbica de los residuos en biorreactores. Esquema de planta para la valorización energética Instalaciones de biomasa para calefacción. Se va a analizar la viabilidad técnico económica de dotar al actual edifico consistorial, que incluye el consultorio médico, de un sistema de calefacción por agua basado en caldera de biomasa. Esta medida supone por tanto el paso del actual sistema de calefacción por aire a un sistema de calefacción por agua. El concepto de biomasa ha sido definido de diferentes formas, unas veces haciendo referencia a la naturaleza de la materia o al origen de la misma. Como ejemplos de definiciones se pueden indicar: “Masa de materia orgánica, no fósil, de origen biológico” (Diccionario de la Energía, Consejo Mundial de la Energía). “Fracción biodegradable de los productos, residuos y residuos de la agricultura (incluido sustancias vegetales y animales), forestales incluidos sus industrias, así como la fracción biodegradable de los residuos industriales y municipales” (Directiva 2001/77/EC sobre Promoción de electricidad producida por fuentes de energías renovables en el mercado interno de electricidad). “Material de origen biológico excluyendo la materia incluida en las Página | 130 formaciones geológicas y transformadas fósiles” (Propuesta CEN TS 14588 Terminología). De forma general se puede decir que cualquier definición de biomasa debe englobar principalmente dos términos: orgánico y renovable. Las aplicaciones de la biomasa están relacionadas con cualquier tipo de demanda térmica. En Edificios: Instalaciones de ACS. Instalaciones de calefacción. Calentamiento de piscinas climatizadas. Es importante resaltar que al ser de origen renovable puede sustituir a las instalaciones solares en cuanto a las exigencias de DB HE 4 del CTE. De entre las biomasas sólidas disponibles, las que son de uso más común en las aplicaciones domésticas y residenciales son las siguientes: Leña: Biomasa, destinada a la producción de energía, en forma de troncos o ramas, cuya denominación se debe a la forma de los leños y que se obtiene de especies forestales o agrícolas con un cierto diámetro. Astillas: Fragmentos irregulares que resultan cuando se parte o rompe violentamente un material orgánico procedente de una biomasa forestal o agrícola. Las astillas pueden contener corteza o madera, aunque en la mayoría de los casos las astillas sólo están constituidas por madera. Pellets: Biomasa sólida secada y prensada sin aditivos químicos a partir de residuos agroindustriales o forestales como, madera, virutas, papel, astillas, serrín, restos de tableros, corteza, paja, cultivos energéticos, etc. Su presentación es en forma de pequeños cilindros. Briquetas: Biomasa sólida densificada de mayor tamaño que los pellets, igualmente formada por compactación de biomasa forestal o agroindustrial generalmente de forma es cilíndrica. Otras biomasas: Hueso de aceituna procedente de almazaras, extractoras de aceite o industrias de aderezo de aceituna, cáscara de frutos secos: de almendra o piña, poda de la vid, etc. En este caso se propone una solución mediante caldera de astilla, en general procedente de restos de poda de olivar. Página | 131 Caldera de astillas En general estas instalaciones presentan ciertas ventajas e inconvenientes respecto a soluciones más convencionales. Las ventajas de este sistema son las siguientes: Se puede conseguir cubrir el 100% de la demanda de ACS y de calefacción mediante fuentes de energías renovables y por tanto respetuosas con el medioambiente. Los sistemas de calefacción por agua, en base a radiadores suponen una mejora desde el punto de vista del confort térmico respecto a los sistemas de calefacción por aire. Las inconvenientes de este sistema son las siguientes: Necesidades de espacio para la ubicación de un silo de almacenamiento de la biomasa (astillas o pellet), que puede ser subterráneo. Así como para la caldera y el depósito de inercia. Mayor inversión inicial que sistemas basados en bombas de calor tipo split. Dependencia de un suministrador de biomasa en la zona. Página | 132 Aprovechamiento energético del río Guadajoz. En este apartado se va a analizar la viabilidad técnico-económica del aprovechamiento energético de las características de estabilidad térmica del río Guadajoz. Para dicho aprovechamiento energético se ha optado por evaluar la posibilidad de utilizar el mismo como foco frío en un sistema de bomba de calor agua/agua de ciclo abierto, para la producción de ACS y calefacción, en un sistema districtheating, que dé servicio a la zona urbanizada cercana al mismo. Dado que no se ha contado con datos del perfil térmico del río, se optará para el análisis por la definición de una situación de referencia que garantice la viabilidad técnico-económica de la medida. En primer lugar es conveniente abordar el principio de funcionamiento de una bomba de calor. Esta tecnología transfiere energía desde un foco frío (evaporador) a un foco caliente (condensador) consumiendo energía eléctrica en el proceso a través de un compresor. Como puede observarse el rendimiento depende fundamentalmente de la diferencia entre las temperaturas del foco caliente T1 y el frío T2. De esta forma cuanto menor es esta diferencia (es decir menor es la tempratura del sistema de condensación T 1 y mayor es la temperatura de evaporación) mayor es el rendimiento del sistema. Por este motivo se proponen dos soluciones que permitan optimizar energéticamente esta solución, por un lado trabajar con temperaturas de impulsión bajas (30ºC a 35 ºC), compatibles con sistemas de calefacción por suelo radiante, fancoils o los actuales radiadores de baja inercia térmica. Por otro lado se establece un rango de temperaturas del foco frío de entre 19oC y 25oC. Página | 133 Para este rango de temperaturas (temperatura de salida del condesador de 35 oC) y en función del fabricante pueden alcanzar COP superiores a 6. Es decir cada unidad de energía eléctrica aportada se transforma en seis unidades de energía calorífica. 6.1.4. Medidas potencialmente aplicables. Estrategia de implantación instalaciones fotovoltaicas en viviendas. Aunque tenemos una potencia solar media en orientación sur de 5,4Horas de Sol Pico diarias durante todo el año de la zona, si variamos a una orientación sureste que es la abundante en la zona, esa media anual se reduce a las 4,47. Aun así, es lo suficientemente elevada como para buscar una estrategia que permita realizar un aprovechamiento de dicho recurso. Dado que una parte fundamental del consumo energético del municipio está causado por las familias, parece lógico plantear medidas que desde dicho ámbito doméstico permitan abordar la cuestión del autoabastecimiento de la pedanía. Desde este punto de vista, se plantea el modelo de generación distribuida mediante pequeñas instalaciones en las cubiertas de las viviendas, (en todo caso inferiores a los 100 kW), que se pueden conectar a la red de baja tensión. De esta forma, y siempre teniendo en cuenta la no saturación de la red eléctrica, se obtendría la mejor relación €/kWh para cada unidad de energía producida. Además, este tipo de instalaciones en cubierta es la que permite obtener mayores ratios de ingresos por venta de energía, así como mayor facilidad en la tramitación. Para dimensionar el potencial de este tipo de instalaciones, conocemos del estudio social que el municipio cuenta con unas 470 viviendas, y a continuación se detallará un muestreo sobre cubiertas de viviendas a través de SIG-PAC para tener en cuenta la superficie disponible y orientación de la misma. Aunque este estudio no pretende ser exhaustivo, como es fácil comprobar por la metodología empleada, si pretende servir como primera aproximación, dado que el desarrollo de esta iniciativa implicaría el estudio de detalle de cada cubierta y los sombreados que le pudiesen afectar. Página | 134 Estudio económico Podemos adoptar como valor medio, unos 36 m2 de cubierta inclinada en orientación sureste, ya que aunque se ha comprobado que existen cubiertas superiores, entendemos que deben existir factores de sombreado difícil de cuantificar en este momento, por lo que abordamos el problema desde el lado de la seguridad. Por el tipo de orientación, vamos a considerar una ocupación del tejado del 50% para permitir el espacio entre módulos, por lo que tenemos una superficie de módulos de 18 m2. A partir de este punto, consideraremos una instalación fotovoltaica con un rendimiento debido a dispersiones de valores, inversor, ensuciamiento, pérdidas de cableado y por variación de temperatura que puede rondar el 80%. Si además consideramos células con un rendimiento del 13.8%, lo que supone una instalación típica, la energía que podría producir el techo de la vivienda vendría dada por: Página | 135 MES Radiación Solar Superficie E incidente Días/mes KWh/m 2 y día m2 KWh/mes Rendimiento de célula E transformada Rendimiento E obtenida instalación KWh/mes PR KWh/mes Enero 2,322 31 18 1295,68 13,8% 178,80 80,00% 143,04 Febrero 2,917 28 18 1470,17 13,8% 202,88 80,00% 162,31 Marzo 4,486 31 18 2503,19 13,8% 345,44 80,00% 276,35 Abril 4,911 30 18 2651,94 13,8% 365,97 80,00% 292,77 Mayo 6,142 31 18 3427,24 13,8% 472,96 80,00% 378,37 Junio 6,606 30 18 3567,24 13,8% 492,28 80,00% 393,82 Julio 6,785 31 18 3786,03 13,8% 522,47 80,00% 417,98 Agosto 6,161 31 18 3437,84 13,8% 474,42 80,00% 379,54 Septiembre 5,064 30 18 2734,56 13,8% 377,37 80,00% 301,90 Octubre 3,639 31 18 2030,56 13,8% 280,22 80,00% 224,17 Noviembre 2,661 1,978 30 31 18 18 1436,94 1103,72 13,8% 13,8% 198,30 152,31 80,00% 80,00% 158,64 121,85 4063,42 80,00% 3250,74 Diciembre ANUALES 29445,10 Si añadimos esa instalación en las 470 viviendas, podríamos alcanzar una energía generada de 1.527.847 kWh, lo que supone un 8.41% de la energía consumida en la pedanía. Podríamos obtener una aproximación de la potencia pico instalada a través de la Energía transformada por el número total de horas pico solares anuales. MES Enero KWh/m 2 y día 2,322 Febrero 2,917 Marzo 4,486 Abril 4,911 Mayo 6,142 Junio 6,606 Julio 6,785 Agosto 6,161 Septiembre 5,064 Octubre 3,639 Noviembre 2,661 1,978 Diciembre HPS/día Días/mes HPS/mes 2,3 2,9 4,5 4,9 6,1 6,6 6,8 6,2 5,1 3,6 2,7 2,0 31 72 82 139 147 190 198 210 191 152 113 80 61 ANUALES 28 31 30 31 30 31 31 30 31 30 31 1636 Si dividimos la energía total transformada (4063.42 kWh) entre las horas pico solares anuales (1636) se obtiene una potencia pico instalada de 2.48 kWp. El valor de energía producida puede verse afectado por la limitación horaria impuesta a partir del R.D. 14/2010 de 23 de diciembre, que fija un valor máximo de horas de producción de: Página | 136 Baena, según Código Técnico, pertenece a zona V, por lo que para instalaciones fijas, se establece un valor máximo de horas solares de 1753. En cualquier caso, dicho Decreto establece una limitación transitoria en la compensación económica hasta 31 de diciembre de 2013 de 1250 horas, lo cual deberá ser tenido en cuenta a la hora de evaluar el proyecto financieramente como una reducción en los ingresos. En dicho decreto se consideran las horas de funcionamiento de la instalación como el cociente entre la producción neta anual y la potencia nominal de la instalación. En nuestro caso, por tratar una instalación con orientación sur-este, los 2.44 kWp de la instalación se reducen a la hora de evaluar la potencia nominal de la misma en un 20% aproximadamente, por lo que el efecto es el mismo si consideramos, en vez de producción neta la energía transformada sin eliminar el rendimiento de la instalación e incluimos la potencia pico de la misma, ya que el rendimiento de la instalación es del 80%. Este es el cálculo realizado para el número de horas pico solares de la instalación que se ha obtenido anteriormente en 1636. Esta metodología da un número de horas de del (1250/1636) 76.4%. Análisis económico. Para realizar un análisis de viabilidad valido habría que contar con datos reales de las edificaciones, así como potencias contratadas, ya que esta no puede ser inferior al 25% de la potencia inyectada a la red en dicho suministro. Es por ello que el presente estudio pretende mostrar una aproximación. Para este análisis se ha considerado un precio de instalación de 3 €/Wp, lo cual es razonable para instalaciones de tamaño medio, por lo que habría que procurar la agrupación de instalaciones para alcanzar estos valores. En cualquier caso, el precio de instalación está evolucionando muy rápidamente en los últimos años, por lo que no parece descabellado el valor indicado. El precio total de instalación previsto sería de 2480 Wp x 3 €/Wp lo que equivale a 7.440 €. Primero se abordará la instalación realizada por el usuario sin financiación exterior, para después proponer un escenario con financiación exterior, y otro posterior más desfavorable con una previsión de mantenimiento en la limitación de horas de producción durante los 25 años: Página | 137 DATOS DEL SISTEMA FOTOVOLTAICO Energía producida en KW/h año Prima Rendimiento instalación (€/año) Coste instalación € Potencia W Repercusión Wp Mantenimiento 3% DATOS DE LA FINANCIACIÓN 3250,74 0,28127 € 914,34 € 7.440,00 € 2480 3,00 € 50,00 € Coste Aportación inicial Periodo de carencia (Total) Pagos al año Plazo de amortización (años) Tipo de interes Tasa de descuento Seguro instalación VAN a 25 años Seguro montaje TIR a 25 años 100,00% 0 12 0,53% 10 Total prestamo 6,50% Cuota anual 7.440,00 € 7.440,00 € - € - € 6,00% 4.042,06 € 10,97% ANALISIS DEL CASH FLOW Año 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 Energía producida KW año 0 3250,74 3221,48 3192,49 3163,76 3135,28 3107,07 3079,10 3051,39 3023,93 2996,71 2969,74 2943,01 2916,53 2890,28 2864,27 2838,49 2812,94 2787,63 2762,54 2737,67 2713,03 2688,62 2664,42 2640,44 2616,68 Prima 0 0,2813 € 0,2862 € 0,2912 € 0,2963 € 0,3015 € 0,3068 € 0,3114 € 0,3160 € 0,3208 € 0,3256 € 0,3305 € 0,3354 € 0,3405 € 0,3456 € 0,3507 € 0,3560 € 0,3613 € 0,3668 € 0,3723 € 0,3779 € 0,3835 € 0,3893 € 0,3951 € 0,4010 € 0,4071 € Ingresos - € 698,55 € 921,97 € 929,66 € 937,41 € 945,23 € 953,12 € 958,71 € 964,33 € 969,99 € 975,68 € 981,40 € 987,16 € 992,95 € 998,77 € 1.004,63 € 1.010,52 € 1.016,45 € 1.022,41 € 1.028,40 € 1.034,44 € 1.040,50 € 1.046,60 € 1.052,74 € 1.058,92 € 1.065,13 € Ingresos acumulados - € 698,55 € 1.620,52 € 2.550,18 € 3.487,59 € 4.432,83 € 5.385,95 € 6.344,66 € 7.308,99 € 8.278,98 € 9.254,66 € 10.236,06 € 11.223,21 € 12.216,16 € 13.214,93 € 14.219,55 € 15.230,07 € 16.246,52 € 17.268,93 € 18.297,33 € 19.331,77 € 20.372,27 € 21.418,87 € 22.471,62 € 23.530,53 € 24.595,66 € Aportación Capital + interés a 10 años Mantenimiento Flujo de caja Acumulado inicial 7.440,00 € - € - € 7.440,00 € 7.440,00 € - € 50,00 € 648,55 € 6.791,45 € - € 51,00 € 870,97 € 5.920,48 € - € 52,02 € 877,64 € 5.042,84 € - € 53,06 € 884,35 € 4.158,49 € - € 54,12 € 891,11 € 3.267,37 € - € 55,20 € 897,92 € 2.369,46 € - € 56,31 € 902,40 € 1.467,06 € - € 57,43 € 906,90 € 560,16 € - € 58,58 € 911,41 € 351,25 € - € 59,75 € 915,92 € 1.267,17 € - € 60,95 € 920,45 € 2.187,62 € - € 62,17 € 924,99 € 3.112,61 € - € 63,41 € 929,53 € 4.042,14 € - € 64,68 € 934,09 € 4.976,23 € - € 65,97 € 938,65 € 5.914,88 € - € 67,29 € 943,23 € 6.858,11 € - € 68,64 € 947,81 € 7.805,92 € - € 70,01 € 952,40 € 8.758,31 € - € 71,41 € 956,99 € 9.715,30 € - € 72,84 € 961,59 € 10.676,90 € - € 74,30 € 966,20 € 11.643,10 € - € 75,78 € 970,82 € 12.613,92 € - € 77,30 € 975,44 € 13.589,37 € - € 78,84 € 980,07 € 14.569,44 € - € 80,42 € 984,71 € 15.554,15 € Años afectados por el recorte por decreto en el número de horas de producción. Página | 138 DATOS DEL SISTEMA FOTOVOLTAICO Energía producida en KW/h año Prima Rendimiento instalación (€/año) Coste instalación € Potencia W Repercusión Wp Mantenimiento 3% DATOS DE LA FINANCIACIÓN 3250,74 0,28127 € 914,34 € 7.440,00 € 2480 3,00 € 50,00 € Coste Aportación inicial Periodo de carencia (Total) Pagos al año Plazo de amortización (años) Tipo de interes Tasa de descuento Seguro instalación VAN a 25 años Seguro montaje TIR a 25 años 20,00% 0 12 0,53% 10 Total prestamo 6,50% Cuota anual 7.440,00 € 1.488,00 € 5.952,00 € 804,26 € 6,00% 4.074,61 € 15,48% ANALISIS DEL CASH FLOW Año 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 Energía producida KW año 0 3250,74 3221,48 3192,49 3163,76 3135,28 3107,07 3079,10 3051,39 3023,93 2996,71 2969,74 2943,01 2916,53 2890,28 2864,27 2838,49 2812,94 2787,63 2762,54 2737,67 2713,03 2688,62 2664,42 2640,44 2616,68 Prima 0 0,2813 € 0,2862 € 0,2912 € 0,2963 € 0,3015 € 0,3068 € 0,3114 € 0,3160 € 0,3208 € 0,3256 € 0,3305 € 0,3354 € 0,3405 € 0,3456 € 0,3507 € 0,3560 € 0,3613 € 0,3668 € 0,3723 € 0,3779 € 0,3835 € 0,3893 € 0,3951 € 0,4010 € 0,4071 € Ingresos - € 698,55 € 921,97 € 929,66 € 937,41 € 945,23 € 953,12 € 958,71 € 964,33 € 969,99 € 975,68 € 981,40 € 987,16 € 992,95 € 998,77 € 1.004,63 € 1.010,52 € 1.016,45 € 1.022,41 € 1.028,40 € 1.034,44 € 1.040,50 € 1.046,60 € 1.052,74 € 1.058,92 € 1.065,13 € Ingresos acumulados - € 698,55 € 1.620,52 € 2.550,18 € 3.487,59 € 4.432,83 € 5.385,95 € 6.344,66 € 7.308,99 € 8.278,98 € 9.254,66 € 10.236,06 € 11.223,21 € 12.216,16 € 13.214,93 € 14.219,55 € 15.230,07 € 16.246,52 € 17.268,93 € 18.297,33 € 19.331,77 € 20.372,27 € 21.418,87 € 22.471,62 € 23.530,53 € 24.595,66 € Aportación Capital + interés a 10 años Mantenimiento Flujo de caja Acumulado inicial 1.488,00 € - € - € 1.488,00 € 1.488,00 € 804,26 € 50,00 € 155,71 € 1.643,71 € 804,26 € 51,00 € 66,70 € 1.577,00 € 804,26 € 52,02 € 73,38 € 1.503,63 € 804,26 € 53,06 € 80,09 € 1.423,54 € 804,26 € 54,12 € 86,85 € 1.336,69 € 804,26 € 55,20 € 93,65 € 1.243,04 € 804,26 € 56,31 € 98,14 € 1.144,90 € 804,26 € 57,43 € 102,64 € 1.042,26 € 804,26 € 58,58 € 107,14 € 935,12 € 804,26 € 59,75 € 111,66 € 823,46 € - € 60,95 € 920,45 € 96,99 € - € 62,17 € 924,99 € 1.021,98 € - € 63,41 € 929,53 € 1.951,51 € - € 64,68 € 934,09 € 2.885,60 € - € 65,97 € 938,65 € 3.824,25 € - € 67,29 € 943,23 € 4.767,48 € - € 68,64 € 947,81 € 5.715,28 € - € 70,01 € 952,40 € 6.667,68 € - € 71,41 € 956,99 € 7.624,67 € - € 72,84 € 961,59 € 8.586,27 € - € 74,30 € 966,20 € 9.552,47 € - € 75,78 € 970,82 € 10.523,29 € - € 77,30 € 975,44 € 11.498,74 € - € 78,84 € 980,07 € 12.478,81 € - € 80,42 € 984,71 € 13.463,51 € Años afectados por el recorte por decreto en el número de horas de producción. Página | 139 DATOS DEL SISTEMA FOTOVOLTAICO Energía producida en KW/h año Prima Rendimiento instalación (€/año) Coste instalación € Potencia W Repercusión Wp Mantenimiento 3% DATOS DE LA FINANCIACIÓN 3250,74 0,28127 € 914,34 € 7.440,00 € 2480 3,00 € 50,00 € Coste Aportación inicial Periodo de carencia (Total) Pagos al año Plazo de amortización (años) Tipo de interes Tasa de descuento Seguro instalación VAN a 25 años Seguro montaje TIR a 25 años 100,00% 0 12 0,53% 10 Total prestamo 6,50% Cuota anual 7.440,00 € 7.440,00 € - € - € 6,00% 1.305,59 € 7,74% ANALISIS DEL CASH FLOW Año 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 Energía producida KW año 0 3250,74 3221,48 3192,49 3163,76 3135,28 3107,07 3079,10 3051,39 3023,93 2996,71 2969,74 2943,01 2916,53 2890,28 2864,27 2838,49 2812,94 2787,63 2762,54 2737,67 2713,03 2688,62 2664,42 2640,44 2616,68 Prima 0 0,2813 € 0,2862 € 0,2912 € 0,2963 € 0,3015 € 0,3068 € 0,3114 € 0,3160 € 0,3208 € 0,3256 € 0,3305 € 0,3354 € 0,3405 € 0,3456 € 0,3507 € 0,3560 € 0,3613 € 0,3668 € 0,3723 € 0,3779 € 0,3835 € 0,3893 € 0,3951 € 0,4010 € 0,4071 € Ingresos - € 698,55 € 704,38 € 710,26 € 716,18 € 722,16 € 728,18 € 732,45 € 736,75 € 741,07 € 745,42 € 749,79 € 754,19 € 758,61 € 763,06 € 767,53 € 772,04 € 776,56 € 781,12 € 785,70 € 790,31 € 794,94 € 799,61 € 804,30 € 809,01 € 813,76 € Ingresos acumulados - € 698,55 € 1.402,94 € 2.113,20 € 2.829,38 € 3.551,54 € 4.279,72 € 5.012,18 € 5.748,93 € 6.490,00 € 7.235,42 € 7.985,21 € 8.739,39 € 9.498,00 € 10.261,06 € 11.028,60 € 11.800,64 € 12.577,20 € 13.358,32 € 14.144,02 € 14.934,33 € 15.729,27 € 16.528,88 € 17.333,17 € 18.142,19 € 18.955,94 € Aportación Capital + interés a 10 años Mantenimiento Flujo de caja Acumulado inicial 7.440,00 € - € - € 7.440,00 € 7.440,00 € - € 50,00 € 648,55 € 6.791,45 € - € 51,00 € 653,38 € 6.138,06 € - € 52,02 € 658,24 € 5.479,82 € - € 53,06 € 663,12 € 4.816,70 € - € 54,12 € 668,04 € 4.148,66 € - € 55,20 € 672,98 € 3.475,68 € - € 56,31 € 676,15 € 2.799,54 € - € 57,43 € 679,32 € 2.120,22 € - € 58,58 € 682,49 € 1.437,73 € - € 59,75 € 685,66 € 752,07 € - € 60,95 € 688,84 € 63,23 € - € 62,17 € 692,02 € 628,79 € - € 63,41 € 695,20 € 1.323,99 € - € 64,68 € 698,38 € 2.022,37 € - € 65,97 € 701,56 € 2.723,93 € - € 67,29 € 704,74 € 3.428,67 € - € 68,64 € 707,93 € 4.136,60 € - € 70,01 € 711,11 € 4.847,70 € - € 71,41 € 714,29 € 5.561,99 € - € 72,84 € 717,47 € 6.279,46 € - € 74,30 € 720,65 € 7.000,11 € - € 75,78 € 723,82 € 7.723,93 € - € 77,30 € 727,00 € 8.450,93 € - € 78,84 € 730,17 € 9.181,09 € - € 80,42 € 733,34 € 9.914,43 € Años afectados por el recorte por decreto en el número de horas de producción. Página | 140 DATOS DEL SISTEMA FOTOVOLTAICO Energía producida en KW/h año Prima Rendimiento instalación (€/año) Coste instalación € Potencia W Repercusión Wp Mantenimiento 3% DATOS DE LA FINANCIACIÓN 3250,74 0,28127 € 914,34 € 7.440,00 € 2480 3,00 € 50,00 € Coste Aportación inicial Periodo de carencia (Total) Pagos al año Plazo de amortización (años) Tipo de interes Tasa de descuento Seguro instalación VAN a 25 años Seguro montaje TIR a 25 años 40,00% 0 12 0,53% 10 Total prestamo 6,50% Cuota anual 7.440,00 € 2.976,00 € 4.464,00 € 603,20 € 6,00% 1.330,00 € 8,57% ANALISIS DEL CASH FLOW Año 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 Energía producida KW año 0 3250,74 3221,48 3192,49 3163,76 3135,28 3107,07 3079,10 3051,39 3023,93 2996,71 2969,74 2943,01 2916,53 2890,28 2864,27 2838,49 2812,94 2787,63 2762,54 2737,67 2713,03 2688,62 2664,42 2640,44 2616,68 Prima 0 0,2813 € 0,2862 € 0,2912 € 0,2963 € 0,3015 € 0,3068 € 0,3114 € 0,3160 € 0,3208 € 0,3256 € 0,3305 € 0,3354 € 0,3405 € 0,3456 € 0,3507 € 0,3560 € 0,3613 € 0,3668 € 0,3723 € 0,3779 € 0,3835 € 0,3893 € 0,3951 € 0,4010 € 0,4071 € Ingresos - € 698,55 € 704,38 € 710,26 € 716,18 € 722,16 € 728,18 € 732,45 € 736,75 € 741,07 € 745,42 € 749,79 € 754,19 € 758,61 € 763,06 € 767,53 € 772,04 € 776,56 € 781,12 € 785,70 € 790,31 € 794,94 € 799,61 € 804,30 € 809,01 € 813,76 € Ingresos acumulados - € 698,55 € 1.402,94 € 2.113,20 € 2.829,38 € 3.551,54 € 4.279,72 € 5.012,18 € 5.748,93 € 6.490,00 € 7.235,42 € 7.985,21 € 8.739,39 € 9.498,00 € 10.261,06 € 11.028,60 € 11.800,64 € 12.577,20 € 13.358,32 € 14.144,02 € 14.934,33 € 15.729,27 € 16.528,88 € 17.333,17 € 18.142,19 € 18.955,94 € Aportación Capital + interés a 10 años Mantenimiento Flujo de caja Acumulado inicial 2.976,00 € - € - € 2.976,00 € 2.976,00 € 603,20 € 50,00 € 45,36 € 2.930,64 € 603,20 € 51,00 € 50,19 € 2.880,46 € 603,20 € 52,02 € 55,04 € 2.825,42 € 603,20 € 53,06 € 59,93 € 2.765,49 € 603,20 € 54,12 € 64,84 € 2.700,65 € 603,20 € 55,20 € 69,78 € 2.630,87 € 603,20 € 56,31 € 72,95 € 2.557,92 € 603,20 € 57,43 € 76,12 € 2.481,80 € 603,20 € 58,58 € 79,29 € 2.402,51 € 603,20 € 59,75 € 82,47 € 2.320,04 € - € 60,95 € 688,84 € 1.631,20 € - € 62,17 € 692,02 € 939,18 € - € 63,41 € 695,20 € 243,99 € - € 64,68 € 698,38 € 454,39 € - € 65,97 € 701,56 € 1.155,95 € - € 67,29 € 704,74 € 1.860,70 € - € 68,64 € 707,93 € 2.568,62 € - € 70,01 € 711,11 € 3.279,73 € - € 71,41 € 714,29 € 3.994,02 € - € 72,84 € 717,47 € 4.711,49 € - € 74,30 € 720,65 € 5.432,13 € - € 75,78 € 723,82 € 6.155,95 € - € 77,30 € 727,00 € 6.882,95 € - € 78,84 € 730,17 € 7.613,12 € - € 80,42 € 733,34 € 8.346,46 € Años afectados por el recorte por decreto en el número de horas de producción. Página | 141 Finalmente se presentan los ratios de rentabilidad para estas inversiones. En el cálculo se ha considerado un incremento anual del IPC del 2%, y que el rendimiento de los módulos sufre una caída lineal hasta alcanzar un rendimiento aproximado del 20% a los 25 años, tal como garantizan los fabricantes. ESCENARIO Inversión 100% sin financiación y sin prorroga del recorte de horas. Inversión 20% con financiación y sin prorroga del recorte de horas. Inversión 100% sin financiación y con prorroga del recorte de horas. Inversión 40% con financiación y con prorroga del recorte de horas. PLAZO DE RETORNO (AÑOS) VAN (€) TIR (%) 8 4.042,06 € 10,97% 10 4.074,61 € 15,48% 11 1.305,59 € 7,74% 13 1.330,00 € 8.57% Como puede observarse los ratios de rentabilidad concluyen un proyecto viable, aunque con rentabilidades discretas. Estrategia de implantación instalaciones fotovoltaicas en las dependencias municipales. Desde el punto de vista municipal, existen dos cubiertas identificadas con superficie suficiente como para implementar instalaciones fotovoltaicas. Polideportivo cubierto municipal, que al albergar una pista homologada, garantiza una superficie cubierta mínima de 44 x 22 m, lo que supone un mínimo de 968 m2. Tiene orientación oeste y pendiente de 10° aproximadamente. Esto impondrá el empleo de estructuras de montaje para reorientar el módulo al sur. Colegio Santa María de Albendín, que cuenta con una superficie cubierta a cuatro aguas, con una de ellas orientada sur con inclinación aproximada de 12°. El municipio cuenta con otras edificaciones como son las dependencias municipales con el consultorio y museo, o la zona de vestuarios para la piscina pública. En el primero de ellos, el edificio tiene fachada norte, y una distribución en planta en forma de U con techo a cuatro aguas que no favorece la instalación, por lo que se ha desechado su implantación. En el caso de la piscina, aunque cuenta con una superficie plana de unos 120 m2, tiene sombreamiento producido por la arboleda circundante, por lo que se descarta la instalación igualmente. Se considerará aprovechable a fin de cambiar el actual sistema de calentadores de agua por resistencia eléctrica hacia una instalación solar térmica. En el caso del polideportivo, y dado que hay que instalar estructuras, se considerará una inclinación a 30°. Este tipo de estructuras requieren de un espacio entre módulos que evite el sombreado. Por ello, consideraremos aprovechable un 40%, lo que supone 387,2 m2 de superficie de captación solar. Página | 142 Con este tipo de orientación e inclinación, en número medio de horas solares pico anual es de 5.4, por lo que se justifica ampliamente este tipo de instalaciones. MES Enero Radiación Solar KWh/m 2 y día 3,753 Superficie E incidente m2 KWh/mes Días/mes Rendimiento de célula E transformada Rendimiento instalación E obtenida KWh/mes PR KWh/mes 31 387,2 45048,01 13,8% 6216,63 80,00% 4973,30 Febrero 4,186 28 387,2 45382,94 13,8% 6262,85 80,00% 5010,28 Marzo 5,800 31 387,2 69618,56 13,8% 9607,36 80,00% 7685,89 Abril 5,578 30 387,2 64794,05 13,8% 8941,58 80,00% 7153,26 Mayo 6,394 31 387,2 76748,46 13,8% 10591,29 80,00% 8473,03 Junio 6,619 30 387,2 76886,30 13,8% 10610,31 80,00% 8488,25 Julio 6,903 31 387,2 82858,09 13,8% 11434,42 80,00% 9147,53 Agosto 6,758 31 387,2 81117,63 13,8% 11194,23 80,00% 8955,39 Septiembre 6,300 30 387,2 73180,80 13,8% 10098,95 80,00% 8079,16 Octubre 5,097 31 387,2 61180,31 13,8% 8442,88 80,00% 6754,31 Noviembre 4,228 3,264 30 31 387,2 387,2 49112,45 39178,44 13,8% 13,8% 6777,52 5406,63 80,00% 80,00% 5422,01 4325,30 105584,63 80,00% 84467,71 Diciembre ANUALES 765106,04 Se alcanzaría una energía generada de 84.467,71kWh, lo que supone un 0,47% de la energía consumida en la pedanía. Podríamos obtener una aproximación de la potencia pico instalada a través de la Energía transformada por el número total de horas pico solares anuales. MES Enero KWh/m 2 y día 3,753 Febrero 4,186 Marzo 5,800 Abril 5,578 Mayo 6,394 Junio 6,619 Julio 6,903 Agosto 6,758 Septiembre 6,300 Octubre 5,097 Noviembre 4,228 3,264 Diciembre ANUALES HPS/día Días/mes HPS/mes 3,8 4,2 5,8 5,6 6,4 6,6 6,9 6,8 6,3 5,1 4,2 3,3 31 116 117 180 167 198 199 214 209 189 158 127 101 28 31 30 31 30 31 31 30 31 30 31 1976 Si dividimos la energía total transformada (105.584,63 kWh) entre las horas pico solares anuales (1976) se obtiene una potencia pico instalada de 53,43kWp. Como la orientación del campo de captación está orientado perfectamente, consideramos la potencia pico un 5% superior a la nominal, que será por tanto de 50.9 kW, y el cálculo de horas pico que establece el R.D. 14/2010 de 23 de diciembre, se obtendrá de la división de los 84.467,71/50.9, lo que da un valor de 1660 horas de funcionamiento, por debajo del valor establecido como límite en la norma. Por tanto, toda la energía producida está acogida a régimen especial. Página | 143 Hasta 31 de diciembre de 2.013, la limitación adicional a 1250 horas establece que una reducción en la energía vendida hasta los: En el caso del colegio, contamos con un faldón sur de 230 m2, del que podríamos analizar la productividad si instalásemos directamente con la inclinación del tejado, o empleando estructura soporte. En ambos casos podríamos considerar una potencia pico un 5% superior a la nominal como en el caso anterior. Si tumbamos la estructura sobre el tejado, el número de HPS media anuales es de 5, mientras que si elevamos a los 30°, ese valor asciende a las 5.4, ahora bien, si consideramos en el primero de estos casos, podríamos considerar una superficie de ocupación del 80%, pues sólo sería preciso dejar pasillos entre módulos para mantenimiento, mientras que en el segundo, al elevar estructuras, hay que dejar espacios para evitar sombreamiento, empleando una superficie de ocupación para captación del 60%. Por ello, se incluirán ambos estudios a fin de obtener el más ventajoso a priori. Para estructura sin inclinación adicional obtenemos: MES Enero Radiación Solar KWh/m 2 y día 2,861 Superficie E incidente m2 KWh/mes Días/mes Rendimiento de célula E transformada Rendimiento instalación E obtenida KWh/mes PR KWh/mes 31 184 16319,14 13,8% 2252,04 80,00% 1801,63 Febrero 3,464 28 184 17846,53 13,8% 2462,82 80,00% 1970,26 Marzo 5,125 31 184 29233,00 13,8% 4034,15 80,00% 3227,32 Abril 5,378 30 184 29686,56 13,8% 4096,75 80,00% 3277,40 Mayo 6,561 31 184 37423,94 13,8% 5164,50 80,00% 4131,60 Junio 7,008 30 184 38684,16 13,8% 5338,41 80,00% 4270,73 Julio 7,208 31 184 41114,43 13,8% 5673,79 80,00% 4539,03 Agosto 6,664 31 184 38011,46 13,8% 5245,58 80,00% 4196,46 Septiembre 5,750 30 184 31740,00 13,8% 4380,12 80,00% 3504,10 Octubre 4,275 31 184 24384,60 13,8% 3365,07 80,00% 2692,06 Noviembre 3,269 2,450 30 31 184 184 18044,88 13974,80 13,8% 13,8% 2490,19 1928,52 80,00% 80,00% 1992,15 1542,82 46431,96 80,00% 37145,57 Diciembre ANUALES 336463,50 Página | 144 Se alcanza una energía generada de 37.146,57kWh, lo que supone un 0,20% de la energía consumida en la pedanía. Podríamos obtener una aproximación de la potencia pico instalada a través de la Energía transformada por el número total de horas pico solares anuales. MES Enero KWh/m 2 y día 2,861 Febrero 3,464 Marzo 5,125 Abril 5,378 Mayo 6,561 Junio 7,008 Julio 7,208 Agosto 6,664 Septiembre 5,750 Octubre 4,275 Noviembre 3,269 2,450 Diciembre ANUALES HPS/día Días/mes HPS/mes 2,9 3,5 5,1 5,4 6,6 7,0 7,2 6,7 5,8 4,3 3,3 2,5 31 89 97 159 161 203 210 223 207 173 133 98 76 28 31 30 31 30 31 31 30 31 30 31 1829 Si dividimos la energía total transformada (46.431,96 kWh) entre las horas pico solares anuales (1829) se obtiene una potencia pico instalada de 25,39kWp. Como hemos dicho anteriormente, consideramos una potencia pico un 5% superior a la nominal, por lo que la potencia nominal será 24.18 kW. Ahora bien, dado el régimen tarifario, parece interesante reducir la potencia nominal a los 20 kW, (lo que equivaldría a 21 kWp) ya que se obtiene una mejora sustancial en el valor de la prima, por lo que si incluimos esto en los cálculos realizados, se obtiene una producción energética de: Se alcanzaría una energía generada de 30.727,20kWh, lo que supone un 0.17% de la energía consumida en la pedanía. En cuanto a la limitación establecida en R.D.14/2010 de 23 de diciembre, el número de horas productivas se obtiene de la división de los 30.727,20/20, lo que da un valor de 1536.36 horas, inferior a la limitación. Por tanto, toda la energía producida sería objeto de tarificación en régimen especial. En cuanto al número de horas productivas hasta el 31 de diciembre de 2.013, Página | 145 Para estructura con inclinación adicional obtenemos: MES Enero Radiación Solar KWh/m 2 y día 3,753 Superficie E incidente Días/mes Rendimiento de célula E transformada Rendimiento instalación E obtenida m2 KWh/mes KWh/mes PR KWh/mes 31 141 16404,36 13,8% 2263,80 80,00% 1811,04 Febrero 4,186 28 141 16526,33 13,8% 2280,63 80,00% 1824,51 Marzo 5,800 31 141 25351,80 13,8% 3498,55 80,00% 2798,84 Abril 5,578 30 141 23594,94 13,8% 3256,10 80,00% 2604,88 Mayo 6,394 31 141 27948,17 13,8% 3856,85 80,00% 3085,48 Junio 6,619 30 141 27998,37 13,8% 3863,78 80,00% 3091,02 Julio 6,903 31 141 30173,01 13,8% 4163,88 80,00% 3331,10 Agosto 6,758 31 141 29539,22 13,8% 4076,41 80,00% 3261,13 Septiembre 6,300 30 141 26649,00 13,8% 3677,56 80,00% 2942,05 Octubre 5,097 31 141 22278,99 13,8% 3074,50 80,00% 2459,60 Noviembre 4,228 3,264 30 31 141 141 17884,44 14266,94 13,8% 13,8% 2468,05 1968,84 80,00% 80,00% 1974,44 1575,07 38448,95 80,00% 30759,16 Diciembre ANUALES 278615,58 Podríamos obtener una aproximación de la potencia pico instalada a través de la Energía transformada por el número total de horas pico solares anuales. MES Enero KWh/m 2 y día 3,753 Febrero 4,186 Marzo 5,800 Abril 5,578 Mayo 6,394 Junio 6,619 Julio 6,903 Agosto 6,758 Septiembre 6,300 Octubre 5,097 Noviembre 4,228 3,264 Diciembre ANUALES HPS/día Días/mes HPS/mes 3,8 4,2 5,8 5,6 6,4 6,6 6,9 6,8 6,3 5,1 4,2 3,3 31 116 117 180 167 198 199 214 209 189 158 127 101 28 31 30 31 30 31 31 30 31 30 31 1976 Si dividimos la energía total transformada (38.448,95 kWh) entre las horas pico solares anuales (1976) se obtiene una potencia pico instalada de 19,46kWp. Como hemos dicho anteriormente, consideramos una potencia pico un 5% superior a la nominal, por lo que la potencia nominal será 18.5 kW. Se alcanza una energía generada de 30.759,16kWh, lo que supone un 0.17% de la energía consumida en la pedanía. Página | 146 En cuanto a la limitación establecida en R.D.14/2010 de 23 de diciembre, el número de horas productivas se obtiene de la división de los 30.759,16/18.5, lo que da un valor de 1.660 horas, inferior a la limitación. Por tanto, toda la energía producida sería objeto de tarificación en régimen especial. En cuanto al número de horas productivas hasta el 31 de diciembre de 2.013, Análisis económico. Esta segunda opción es más interesante desde el punto de vista económico, pues se obtiene la misma energía producida reduciendo la potencia instalada, ahora bien, desde el punto de vista de integración arquitectónica, esta segunda propuesta tiene mayor impacto visual, por lo que mantendremos las dos opciones ya que el resultado energético es el mismo. Para realizar un análisis de viabilidad valido habría que contar con datos reales de las edificaciones, así como potencias contratadas, ya que esta no puede ser inferior al 25% de la potencia inyectada a la red en dicho suministro. Es por ello que el presente estudio pretende mostrar una aproximación. Para este análisis se ha considerado un precio de instalación de 3 €/Wp, lo cual es razonable para instalaciones de tamaño medio. El precio total de instalación sobre cubierta del polideportivo sería de 53.430 Wp x 3 €/Wp lo que equivale a 160.290 €. En el caso de cubierta sobre el colegio, la instalación tiene dos precios diferentes en función de la solución adoptada. En el caso de instalación sin inclinación adicional, el precio aproximado de la instalación rondaría los 21.000 Wp x 3 €/Wp lo que equivale a 63.000 €, mientras que en la opción con inclinación adicional, el precio sería de 19.500 Wp x 3 €/Wp lo que equivale a 58.500 €. Primero se abordará la instalación realizada sin financiación exterior, para después proponer un escenario con financiación exterior, y otro posterior más desfavorable con una previsión de mantenimiento en la limitación de horas de producción durante los 25 años: Página | 147 DATOS DEL SISTEMA FOTOVOLTAICO Energía producida en KW/h año Prima Rendimiento instalación (€/año) Coste instalación € Potencia W Repercusión Wp Mantenimiento 3% DATOS DE LA FINANCIACIÓN 84467,00 0,19835 € 16.754,28 € 160.290,00 € 53430 3,00 € 320,58 € Coste Aportación inicial Periodo de carencia (Total) Pagos al año Plazo de amortización (años) Tipo de interes Tasa de descuento Seguro instalación VAN a 25 años Seguro montaje TIR a 25 años 100,00% 0 12 0,53% 10 Total prestamo 6,50% Cuota anual 160.290,00 € 160.290,00 € - € - € 6,00% 59.131,03 € 9,45% ANALISIS DEL CASH FLOW 2013 2014 84467,00 0,1984 € 12.615,97 € 83706,80 0,2018 € 16.894,06 € 2015 2016 82953,44 0,2054 € 17.034,99 € Aportación Capital + interés a 10 años Mantenimiento Flujo de caja Acumulado inicial - € - € 160.290,00 € - 160.290,00 € - € 160.290,00 € 320,58 € 12.295,39 € - 147.994,61 € 12.615,97 € - € 326,99 € 16.567,06 € - 131.427,54 € 29.510,03 € - € 333,53 € 16.701,46 € - 114.726,08 € 46.545,02 € - € 82206,85 0,2089 € 17.177,11 € 63.722,13 € - € 340,20 € 2017 2018 81466,99 0,2126 € 17.320,41 € 81.042,54 € - € 347,01 € 80733,79 0,2163 € 17.464,90 € 98.507,45 € - € 353,95 € 2019 2020 80007,19 0,2196 € 17.567,34 € 116.074,78 € - € 361,03 € 79287,12 0,2229 € 17.670,37 € 133.745,15 € - € 368,25 € 2021 2022 78573,54 0,2262 € 17.774,00 € 151.519,15 € - € 77866,38 0,2296 € 17.878,25 € 169.397,40 € - 2023 2024 77165,58 0,2330 € 17.983,11 € 187.380,51 € 76471,09 0,2365 € 18.088,58 € 2025 2026 75782,85 0,2401 € 18.194,67 € 75100,80 0,2437 € 2027 2028 74424,90 Año 2012 Energía producida KW año 0 Prima Ingresos 0 Ingresos acumulados - € 16.836,91 € 16.973,40 € - 97.889,17 € 17.110,96 € 17.206,31 € - 63.804,81 € 29.296,38 € 375,61 € 17.302,12 € 17.398,39 € - € 383,12 € 17.495,13 € 5.597,14 € - € 390,79 € 17.592,32 € 23.189,46 € 205.469,09 € - € 398,60 € 17.689,98 € 40.879,44 € 223.663,75 € - € 406,57 € 17.788,09 € 58.667,53 € 18.301,38 € 241.965,13 € - € 414,70 € 17.886,67 € 76.554,20 € 0,2473 € 18.408,72 € 260.373,84 € - € 423,00 € 17.985,72 € 94.539,92 € 73755,07 0,2511 € 18.516,68 € 278.890,53 € - € 431,46 € 18.085,22 € 112.625,14 € 2029 2030 73091,28 0,2548 € 18.625,28 € 297.515,81 € - € 440,09 € 18.185,19 € 130.810,34 € 72433,45 0,2586 € 18.734,52 € 316.250,33 € - € 448,89 € 18.285,63 € 149.095,97 € 2031 2032 71781,55 0,2625 € 18.844,40 € 335.094,73 € - € 457,87 € 18.386,53 € 167.482,50 € 71135,52 0,2665 € 18.954,92 € 354.049,65 € - € 467,02 € 18.487,90 € 185.970,40 € 2033 2034 70495,30 0,2705 € 19.066,09 € 373.115,74 € - € 476,37 € 18.589,73 € 204.560,12 € 69860,84 0,2745 € 19.177,91 € 392.293,65 € - € 485,89 € 18.692,02 € 223.252,14 € 2035 2036 69232,09 0,2786 € 19.290,39 € 411.584,04 € - € 495,61 € 18.794,78 € 242.046,92 € 68609,01 0,2828 € 19.403,53 € 430.987,57 € - € 505,52 € 18.898,01 € 260.944,93 € 2037 67991,52 0,2871 € 19.517,33 € 450.504,90 € - € 515,63 € 19.001,70 € 279.946,63 € Años afectados por el recorte por decreto en el número de horas de producción. Página | 148 80.915,77 € 46.598,50 € 11.897,98 € DATOS DEL SISTEMA FOTOVOLTAICO DATOS DE LA FINANCIACIÓN Energía producida en KW/h año 30759,16 DATOS DEL SISTEMA FOTOVOLTAICO Prima 0,28127 € EnergíaDATOS producidaDEL en KW/h año 84467,00 SISTEMA FOTOVOLTAICO Rendimiento instalación 8.651,66 € DEL (€/año) SISTEMA FOTOVOLTAICO Prima DATOS 0,19835 € Energía producida€en KW/h año 84467,00 Coste instalación 58.380,00 € Energía producida en KW/h año 84467,00 Rendimiento instalación (€/año) 16.754,28 € Prima 0,19835 € Potencia W 19460 Prima 0,19835 €€ Coste instalación € 160.290,00 Rendimiento (€/año) 16.754,28 Repercusión instalación Wp 3,00 € € Rendimiento instalación (€/año) 16.754,28 € Potencia W 53430 Coste instalación 160.290,00 Mantenimiento 3%€ 116,76 € Coste instalación € 160.290,00 € Repercusión 3,00 € Potencia W Wp 53430 Potencia W 53430 Seguro instalación Mantenimiento 320,58 Repercusión Wp3% 3,00 €€ Repercusión Wp 3,00 € Seguro Mantenimiento 3% 320,58 € Seguro montaje instalación Mantenimiento 3% 320,58 € Seguro Seguro instalación montaje Seguro instalación Coste 58.380,00 € DATOS DE LA FINANCIACIÓN Aportación inicial 100,00% 58.380,00 € Coste 160.290,00 € DE LA FINANCIACIÓN Periodo de carencia (Total) DATOS 0 DATOS DE LA FINANCIACIÓN Aportación inicial 45,00% 72.130,50 €€ Coste 160.290,00 Pagos al año 12 0,53% Coste 160.290,00 € Periodo de inicial carencia (Total) 0 Aportación 30,00% 48.087,00 € Plazo de amortización (años) 10 Total prestamo - € € Aportación inicial 100,00% 160.290,00 Pagos aldeaño 12 Periodo carencia (Total) 0 Cuota anual 0,53% Tipo de interes 6,50% € Periodo deamortización carencia (Total) 0 Total prestamo Plazo de (años) 10 88.159,50 € Pagos año 12 0,53% Tasa deal 6,00% Pagos aldescuento año 12 0,53% Tipo de 6,50% Cuotaprestamo anual 11.912,54 €€ Plazo deinteres amortización (años) 10 Total 112.203,00 Plazo de amortización (años) 10 Total prestamo 55.679,10 - € € VAN ade 25descuento años Tasade 6,00% Tipo interes 6,50% Cuota anual 15.161,42 € Tipo de interes 6,50% Cuota anual - € TIR años 14,27% Tasa descuento 6,00% VANa de a2525 años 7.133,09 € Tasa de descuento 6,00% VAN a 25 años 59.744,69 € TIR aa25 6,62% VAN 25años años 6.650,92 € ANALISIS DEL CASH FLOW Seguro montaje TIR a 25 años Energía producida Aportación Seguro montaje TIR a 25 años Año Prima Ingresos Ingresos acumuladosDEL CASH FLOW Capital + interés a 10 años ANALISIS KW año inicial Energía producida Aportación ANALISIS DEL CASH FLOW 2012 58.380,00 € - € Año Prima Ingresos Ingresos acumulados Capital + interés a 10 años 0 0 - € - DEL € ANALISIS CASH KWproducida año inicial FLOW Energía Aportación 2013 30759,16 0,2813 € 6.514,70 € 6.514,70 € Año Prima Ingresos Ingresos acumulados Capital + interés a 10 años Energía producida Aportación 2012 72.130,50 - € € 0 0 - € Año Prima Ingresos - € Ingresos acumulados KW año inicial € Capital + interés a 10 años KW año inicial 2014 30482,33 0,2862 € 8.723,84 € 15.238,54 € - € 2013 84467,00 0,1984 €0 12.615,97 12.615,97 11.912,54 2012 - €€ 0 - €€ - €€ 48.087,00 € 2012 0 - € - € 2015 30207,99 0,2912 €0 8.796,61 € 24.035,15 € 160.290,00 € -- €€ 2014 83706,80 0,2018 €€ 12.721,22 €€ 25.337,20 €€ 11.912,54 €€ 2013 84467,00 0,1984 12.615,97 12.615,97 15.161,42 2013 84467,00 0,1984 12.615,97 12.615,97 -- € 2016 29936,11 0,2963 € € 8.870,00 € € 32.905,15 € € € 2015 82953,44 0,2054 €€ 12.827,35 €€ 38.164,55 €€ 11.912,54 €€ 2014 83706,80 0,2018 16.894,06 29.510,03 15.161,42 2014 83706,80 0,2018 € 12.721,22 € 25.337,20 € -- € 2017 29666,69 0,3015 € 8.944,00 € 41.849,15 € € 2016 82206,85 0,2089 €€ 12.934,36 €€ 51.098,91 €€ 11.912,54 €€ 2015 82953,44 0,2054 17.034,99 46.545,02 15.161,42 2015 82953,44 0,2054 12.827,35 38.164,55 -- € 2018 29399,69 0,3068 € € 9.018,61 € € 50.867,76 € € € 2017 81466,99 0,2126 €€ 13.042,27 €€ 64.141,18 €€ 11.912,54 €€ 2016 82206,85 0,2089 17.177,11 63.722,13 15.161,42 2016 82206,85 0,2089 12.934,36 51.098,91 -- € 2019 29135,09 0,3114 € € 9.071,51 € € 59.939,27 € € € 2018 80733,79 0,2163 €€ 13.151,07 €€ 77.292,25 €€ 11.912,54 €€ 2017 81466,99 0,2126 17.320,41 81.042,54 15.161,42 2017 81466,99 0,2126 13.042,27 64.141,18 -- € 2020 28872,88 0,3160 € € 9.124,71 € € 69.063,98 € € € 2019 80007,19 0,2196 €€ 13.228,20 €€ 90.520,46 €€ 11.912,54 €€ 2018 80733,79 0,2163 17.464,90 98.507,45 15.161,42 2018 80733,79 0,2163 € 13.151,07 € 77.292,25 € -- € 2021 28613,02 0,3208 € 9.178,23 € 78.242,21 € € 2020 79287,12 0,2229 €€ 13.305,79 €€ 103.826,24 €€ 11.912,54 €€ 2019 80007,19 0,2196 17.567,34 116.074,78 15.161,42 2019 80007,19 0,2196 13.228,20 90.520,46 -- € 2022 28355,50 0,3256 € € 9.232,06 € € 87.474,27 € € € 2021 78573,54 0,2262 €€ 13.383,83 €€ 117.210,07 €€ 11.912,54 €€ 2020 79287,12 0,2229 17.670,37 133.745,15 15.161,42 2020 79287,12 0,2229 13.305,79 103.826,24 -- € 2023 28100,30 0,3305 € € 9.286,21 € € 96.760,48 € € € 2022 77866,38 0,2296 € 13.462,32 € 130.672,39 € 11.912,54 2021 78573,54 0,2262 € 17.774,00 € 151.519,15 € 15.161,42 €€ 2021 78573,54 0,2262 13.383,83 117.210,07 -- € 2024 27847,40 0,3354 € € 9.340,67 € € 106.101,15 € € € 2023 77165,58 0,2330 €€ 13.541,28 €€ 144.213,67 €€ - €€ 2022 77866,38 0,2296 17.878,25 169.397,40 15.161,42 2022 77866,38 0,2296 € 13.462,32 € 130.672,39 € -- € 2025 27596,77 0,3405 € 9.395,45 € 115.496,60 € € 2024 76471,09 0,2365 €€ 13.620,70 €€ 157.834,37 €€ 2023 77165,58 0,2330 17.983,11 187.380,51 -- €€ 2023 77165,58 0,2330 13.541,28 144.213,67 -- € 2026 27348,40 0,3456 € € 9.450,56 € € 124.947,15 € € € 2025 75782,85 0,2401 €€ 13.700,58 €€ 171.534,95 €€ 2024 76471,09 0,2365 18.088,58 205.469,09 -- €€ 2024 76471,09 0,2365 13.620,70 157.834,37 -- € 2027 27102,27 0,3507 € € 9.505,98 € € 134.453,14 € € € 2026 75100,80 0,2437 €€ 13.780,94 €€ 185.315,89 €€ 2025 75782,85 0,2401 18.194,67 223.663,75 -- €€ 2025 75782,85 0,2401 13.700,58 171.534,95 -- € 2028 26858,35 0,3560 € € 9.561,74 € € 144.014,87 € € € 2027 74424,90 0,2473 €€ 13.861,76 €€ 199.177,65 €€ 2026 75100,80 0,2437 18.301,38 241.965,13 -- €€ 2026 75100,80 0,2437 € 13.780,94 € 185.315,89 € -- € 2029 26616,62 0,3613 € 9.617,82 € 153.632,69 € € 2028 73755,07 0,2511 €€ 13.943,06 €€ 213.120,71 €€ 2027 74424,90 0,2473 18.408,72 260.373,84 -- €€ 2027 74424,90 0,2473 13.861,76 199.177,65 -- € 2030 26377,07 0,3668 € € 9.674,22 € € 163.306,91 € € € 2028 2029 73091,28 0,2548 €€ 14.024,84 €€ 227.145,55 €€ 73755,07 0,2511 18.516,68 278.890,53 -- €€ 2028 73755,07 0,2511 13.943,06 213.120,71 -- € 2031 26139,68 0,3723 € € 9.730,96 € € 173.037,88 € € € 2030 72433,45 0,2586 €€ 14.107,09 €€ 241.252,64 €€ 2029 73091,28 0,2548 18.625,28 297.515,81 -- €€ 2029 73091,28 0,2548 14.024,84 227.145,55 -- € 2032 25904,42 0,3779 € € 9.788,04 € € 182.825,91 € € € 2030 2031 71781,55 0,2625 €€ 14.189,83 €€ 255.442,47 €€ 72433,45 0,2586 18.734,52 316.250,33 -- €€ 2030 72433,45 0,2586 € 14.107,09 € 241.252,64 € -- € 2033 25671,28 0,3835 € 9.845,44 € 192.671,36 € € 2032 71135,52 0,2665 €€ 14.273,05 €€ 269.715,53 €€ 2031 71781,55 0,2625 18.844,40 335.094,73 -- €€ 2031 71781,55 0,2625 14.189,83 255.442,47 -- € 2034 25440,24 0,3893 € € 9.903,19 € € 202.574,54 € € € 2032 2033 70495,30 0,2705 € 14.356,77 € 284.072,30 € 71135,52 0,2665 € 18.954,92 € 354.049,65 € - €€ 2032 71135,52 0,2665 € 14.273,05 € 269.715,53 € -- € 2035 25211,28 0,3951 € 9.961,27 € 212.535,81 € € 2034 69860,84 0,2745 €€ 14.440,97 €€ 298.513,26 €€ 2033 70495,30 0,2705 19.066,09 373.115,74 -- €€ 2033 70495,30 0,2705 14.356,77 284.072,30 -- € 2036 24984,38 0,4010 € € 10.019,69 € € 222.555,50 € € € 2034 2035 69232,09 0,2786 €€ 14.525,67 €€ 313.038,93 €€ 69860,84 0,2745 19.177,91 392.293,65 -- €€ 2034 69860,84 0,2745 14.440,97 298.513,26 -- € 2037 24759,52 0,4071 € € 10.078,46 € € 232.633,96 € € € 2036 68609,01 0,2828 €€ 14.610,86 €€ 327.649,79 €€ 2035 69232,09 0,2786 19.290,39 411.584,04 -- €€ 2035 69232,09 0,2786 € 14.525,67 € 313.038,93 € - € 2036 2037 67991,52 0,2871 €€ 14.696,55 €€ 342.346,34 €€ 68609,01 0,2828 19.403,53 430.987,57 -- €€ 2036 Años afectados 68609,01 € 327.649,79 € - € por el recorte0,2828 por decreto en el14.610,86 número de€ horas de producción. Página | 149 2037 67991,52 0,2871 € 19.517,33 € 450.504,90 € - € 2037 67991,52 0,2871 € 14.696,55 € 342.346,34 € - € Años afectados por el recorte por decreto en el número de horas de producción. Años afectados por el recorte por decreto en el número de horas de producción. Años afectados por el recorte por decreto en el número de horas de producción. Mantenimiento 11,63% 6,42% Flujo de caja Acumulado - € - Flujo 58.380,00 58.380,00 € Mantenimiento de caja € - Acumulado 116,76 € Mantenimiento - € Mantenimiento 119,10 € 320,58 - € - € € 121,48 326,99 €€ 320,58 320,58 123,91 € € 333,53 €€ 326,99 326,99 126,38 € € 340,20 €€ 333,53 333,53 128,91 € € 347,01 €€ 340,20 340,20 131,49 € € 353,95 347,01 €€ 347,01 134,12 € € 361,03 €€ 353,95 353,95 136,80 € € 368,25 €€ 361,03 361,03 139,54 € € 375,61 €€ 368,25 368,25 142,33 € € 383,12 €€ 375,61 375,61 145,18 € € 390,79 €€ 383,12 383,12 148,08 € € 398,60 €€ 390,79 390,79 151,04 € € 406,57 398,60 €€ 398,60 154,06 € € 414,70 €€ 406,57 406,57 157,14 € € 423,00 €€ 414,70 414,70 160,29 € € 431,46 €€ 423,00 423,00 163,49 € € 440,09 431,46 €€ 431,46 166,76 € € 448,89 €€ 440,09 440,09 170,10 € € 457,87 €€ 448,89 448,89 173,50 € € 467,02 €€ 457,87 457,87 176,97 € € 476,37 €€ 467,02 467,02 180,51 € € 485,89 €€ 476,37 476,37 184,12 € € 495,61 €€ 485,89 485,89 187,80 € € 505,52 495,61 €€ 495,61 € 515,63 €€ 505,52 505,52 € 515,63 € 515,63 € 6.397,94 de caja € - Flujo 72.130,50 Flujo de caja € 8.604,74 € 382,85€€ 48.087,00 160.290,00 8.675,14 €€ 481,69 €€ 2.866,02 12.295,39 8.746,09 €€ 581,28 €€ 1.405,65 12.394,23 8.817,61 €€ 681,62 €€ 1.540,05 12.493,82 8.889,70 €€ 782,72 €€ 1.675,49 12.594,16 8.940,02 €€ 884,59 €€ 1.811,99 12.695,26 8.990,59 €€ 954,64 €€ 1.949,54 12.797,13 9.041,43 €€ 1.025,00 €€ 2.044,90 12.867,18 9.092,52 €€ 1.095,67 €€ 2.140,71 12.937,54 9.143,88 €€ 1.166,66 €€ 2.236,98 13.008,22 9.195,49 €€ 13.150,49 2.333,71 € 13.079,20 9.247,37 €€ 13.222,10 €€ 17.592,32 13.150,49 9.299,51 €€ 13.294,01 €€ 17.689,98 13.222,10 9.351,92 €€ 13.366,23 €€ 17.788,09 13.294,01 9.404,59 €€ 13.438,76 €€ 17.886,67 13.366,23 9.457,53 €€ 13.511,60 €€ 17.985,72 13.438,76 9.510,73 €€ 13.584,75 €€ 18.085,22 13.511,60 9.564,20 €€ 13.658,20 €€ 18.185,19 13.584,75 9.617,94 €€ 13.731,96 €€ 18.285,63 13.658,20 9.671,94 €€ 13.806,03 €€ 18.386,53 13.731,96 9.726,22 €€ 13.880,40 €€ 18.487,90 13.806,03 9.780,76 €€ 13.955,08 €€ 18.589,73 13.880,40 9.835,57 €€ 14.030,05 €€ 18.692,02 13.955,08 9.890,66 €€ 14.105,34 €€ 18.794,78 14.030,05 € 14.180,92 €€ 18.898,01 14.105,34 € 19.001,70 € 14.180,92 € ------------------ 51.982,06 Acumulado 72.130,50 € € Acumulado 43.377,32 € 71.747,65 €€ 48.087,00 160.290,00 34.702,18 €€ 71.265,95 €€ 50.953,02 147.994,61 25.956,09 € € 70.684,68 €€ 49.547,37 135.600,37 17.138,47 € € 70.003,06 €€ 48.007,32 123.106,55 8.248,77 € € 69.220,33 €€ 46.331,83 110.512,39 691,24 € € 68.335,75 €€ 44.519,85 97.817,13 9.681,84 € € 67.381,11 €€ 42.570,30 85.020,00 18.723,26 € € 66.356,11 €€ 40.525,41 72.152,83 27.815,78 € € 65.260,43 €€ 38.384,70 59.215,28 36.959,66 € € 64.093,78 36.147,72 €€ 46.207,07 46.155,15 € € 50.943,28 €€ 33.814,01 33.127,87 55.402,52 € € 37.721,19 €€ 16.221,69 19.977,38 64.702,04 € € 24.427,18 1.468,29 €€ 6.755,28 € 74.053,96 € 11.060,94 €€ 19.256,38 6.538,73 € 83.458,55 € 2.377,82 €€ 37.143,05 19.904,96 92.916,08 € € 15.889,42 €€ 55.128,77 33.343,73 € 102.426,81 € 29.474,17 €€ 73.213,99 46.855,33 € 111.991,01 € 43.132,38 €€ 91.399,19 60.440,08 121.608,95 € € 56.864,34 €€ 109.684,82 74.098,28 € 131.280,90 € 70.670,37 €€ 128.071,35 87.830,25 € 141.007,11 € 84.550,77 146.559,24 €€ 101.636,28 150.787,87 € € 98.505,85 €€ 165.148,97 115.516,68 160.623,44 € € 112.535,91 €€ 183.840,99 129.471,76 170.514,10 € € 126.641,24 €€ 202.635,77 143.501,81 € 140.822,16 €€ 221.533,78 157.607,15 € 240.535,48 € 171.788,07 € DATOS DEL SISTEMA FOTOVOLTAICO Energía producida en KW/h año Prima Rendimiento instalación (€/año) Coste instalación € Potencia W Repercusión Wp Mantenimiento 3% DATOS DE LA FINANCIACIÓN 30759,16 0,28127 € 8.651,66 € 58.380,00 € 19460 3,00 € 116,76 € Coste Aportación inicial Periodo de carencia (Total) Pagos al año Plazo de amortización (años) Tipo de interes Tasa de descuento Seguro instalación VAN a 25 años Seguro montaje TIR a 25 años 100,00% 0 12 0,53% 10 Total prestamo 6,50% Cuota anual 58.380,00 € 58.380,00 € - € - € 6,00% 28.579,16 € 10,59% ANALISIS DEL CASH FLOW Año 2012 Energía producida KW año 0 Prima Ingresos 0 Ingresos acumulados - € - € Aportación Capital + interés a 10 años Mantenimiento Flujo de caja Acumulado inicial 58.380,00 € - € - € 58.380,00 € 58.380,00 € 2013 2014 30759,16 0,2813 € 6.514,70 € 6.514,70 € - € 116,76 € 30482,33 0,2862 € 6.569,05 € 13.083,75 € - € 119,10 € 6.397,94 € 6.449,95 € - 51.982,06 € 2015 2016 30207,99 0,2912 € 6.623,85 € 19.707,60 € - € 121,48 € 6.502,37 € 6.555,20 € - 29936,11 0,2963 € 6.679,11 € 26.386,71 € - € 123,91 € 39.029,73 € 2017 2018 29666,69 0,3015 € 6.734,83 € 33.121,54 € - € 126,38 € 6.608,45 € 6.662,10 € - 29399,69 0,3068 € 6.791,02 € 39.912,56 € - € 128,91 € 25.866,08 € 2019 2020 29135,09 0,3114 € 6.830,85 € 46.743,40 € - € 131,49 € 12.504,62 € 134,12 € 6.699,35 € 6.736,79 € - 28872,88 0,3160 € 6.870,91 € 53.614,31 € - € 2021 2022 28613,02 0,3208 € 6.911,21 € 60.525,52 € - € 136,80 € 6.774,40 € 28355,50 0,3256 € 6.951,74 € 67.477,26 € - € 139,54 € 6.812,20 € 2023 2024 28100,30 0,3305 € 6.992,51 € 7.818,77 € 74.469,77 € - € 142,33 € 6.850,18 € 14.668,95 € 27847,40 0,3354 € 2025 2026 27596,77 0,3405 € 7.033,52 € 81.503,29 € - € 145,18 € 6.888,35 € 21.557,30 € 7.074,78 € 88.578,07 € - € 148,08 € 6.926,70 € 27348,40 28.483,99 € 0,3456 € 7.116,27 € 95.694,34 € - € 151,04 € 6.965,23 € 2027 2028 35.449,22 € 27102,27 0,3507 € 7.158,01 € 102.852,34 € - € 154,06 € 7.003,94 € 42.453,16 € 26858,35 0,3560 € 7.199,99 € 110.052,33 € - € 157,14 € 7.042,84 € 49.496,01 € 2029 2030 26616,62 0,3613 € 7.242,22 € 117.294,55 € - € 160,29 € 7.081,93 € 56.577,94 € 26377,07 0,3668 € 7.284,69 € 124.579,24 € - € 163,49 € 7.121,20 € 63.699,14 € 2031 2032 26139,68 0,3723 € 7.327,42 € 131.906,65 € - € 166,76 € 7.160,65 € 70.859,79 € 25904,42 0,3779 € 7.370,39 € 139.277,04 € - € 170,10 € 7.200,29 € 78.060,08 € 2033 2034 25671,28 0,3835 € 7.413,62 € 146.690,66 € - € 173,50 € 7.240,12 € 85.300,20 € 25440,24 0,3893 € 7.457,10 € 154.147,76 € - € 176,97 € 7.280,13 € 92.580,33 € 2035 2036 25211,28 0,3951 € 7.500,83 € 161.648,60 € - € 180,51 € 7.320,33 € 99.900,66 € 24984,38 0,4010 € 7.544,83 € 169.193,42 € - € 184,12 € 7.360,71 € 107.261,37 € 2037 24759,52 0,4071 € 7.589,08 € 176.782,50 € - € 187,80 € 7.401,28 € 114.662,64 € Años afectados por el recorte por decreto en el número de horas de producción. Página | 150 45.532,11 € 32.474,53 € 19.203,98 € 5.767,84 € 1.006,57 € DATOS DEL SISTEMA FOTOVOLTAICO Energía producida en KW/h año Prima Rendimiento instalación (€/año) Coste instalación € Potencia W Repercusión Wp Mantenimiento 3% DATOS DE LA FINANCIACIÓN 30759,16 0,28127 € 8.651,66 € 58.380,00 € 19460 3,00 € 116,76 € Coste Aportación inicial Periodo de carencia (Total) Pagos al año Plazo de amortización (años) Tipo de interes Tasa de descuento Seguro instalación VAN a 25 años Seguro montaje TIR a 25 años 20,00% 0 12 0,53% 10 Total prestamo 6,50% Cuota anual 58.380,00 € 11.676,00 € 46.704,00 € 6.310,87 € 6,00% 55.934,53 € 23,80% ANALISIS DEL CASH FLOW Año 2012 Energía producida KW año 0 Prima Ingresos 0 Ingresos acumulados - € - € Aportación Capital + interés a 10 años Mantenimiento Flujo de caja Acumulado inicial 11.676,00 € - € - € 11.676,00 € 11.676,00 € 2013 2014 30759,16 0,2813 € 6.514,70 € 6.514,70 € 6.310,87 € 116,76 € 30482,33 0,2862 € 8.723,84 € 15.238,54 € 6.310,87 € 119,10 € 87,07 € 2.293,87 € 2.364,27 € - 11.588,93 € 2015 2016 30207,99 0,2912 € 8.796,61 € 24.035,15 € 6.310,87 € 121,48 € 29936,11 0,2963 € 8.870,00 € 32.905,15 € 6.310,87 € 123,91 € 4.495,57 € 126,38 € 2.435,22 € 2.506,74 € - 2017 2018 29666,69 0,3015 € 8.944,00 € 41.849,15 € 6.310,87 € 29399,69 0,3068 € 9.018,61 € 50.867,76 € 6.310,87 € 128,91 € 2.578,83 € 2019 2020 29135,09 0,3114 € 9.071,51 € 590,00 € 59.939,27 € 6.310,87 € 131,49 € 2.629,15 € 3.219,14 € 28872,88 0,3160 € 2021 2022 28613,02 0,3208 € 9.124,71 € 69.063,98 € 6.310,87 € 134,12 € 2.679,72 € 5.898,86 € 9.178,23 € 78.242,21 € 6.310,87 € 136,80 € 2.730,55 € 28355,50 8.629,42 € 0,3256 € 9.232,06 € 87.474,27 € 6.310,87 € 139,54 € 2.781,65 € 11.411,07 € 2023 2024 28100,30 0,3305 € 9.286,21 € 96.760,48 € - € 142,33 € 9.143,88 € 20.554,94 € 27847,40 0,3354 € 9.340,67 € 106.101,15 € - € 145,18 € 9.195,49 € 29.750,43 € 2025 2026 27596,77 0,3405 € 9.395,45 € 115.496,60 € - € 148,08 € 9.247,37 € 38.997,81 € 27348,40 0,3456 € 9.450,56 € 124.947,15 € - € 151,04 € 9.299,51 € 48.297,32 € 2027 2028 27102,27 0,3507 € 9.505,98 € 134.453,14 € - € 154,06 € 9.351,92 € 57.649,24 € 26858,35 0,3560 € 9.561,74 € 144.014,87 € - € 157,14 € 9.404,59 € 67.053,83 € 2029 2030 26616,62 0,3613 € 9.617,82 € 153.632,69 € - € 160,29 € 9.457,53 € 76.511,36 € 26377,07 0,3668 € 9.674,22 € 163.306,91 € - € 163,49 € 9.510,73 € 86.022,09 € 2031 2032 26139,68 0,3723 € 9.730,96 € 173.037,88 € - € 166,76 € 9.564,20 € 95.586,30 € 25904,42 0,3779 € 9.788,04 € 182.825,91 € - € 170,10 € 9.617,94 € 105.204,23 € 2033 2034 25671,28 0,3835 € 9.845,44 € 192.671,36 € - € 173,50 € 9.671,94 € 114.876,18 € 25440,24 0,3893 € 9.903,19 € 202.574,54 € - € 176,97 € 9.726,22 € 124.602,40 € 2035 2036 25211,28 0,3951 € 9.961,27 € 212.535,81 € - € 180,51 € 9.780,76 € 134.383,15 € 24984,38 0,4010 € 10.019,69 € 222.555,50 € - € 184,12 € 9.835,57 € 144.218,73 € 2037 24759,52 0,4071 € 10.078,46 € 232.633,96 € - € 187,80 € 9.890,66 € 154.109,38 € Años afectados por el recorte por decreto en el número de horas de producción. Página | 151 9.295,06 € 6.930,80 € 1.988,83 € DATOS DEL SISTEMA FOTOVOLTAICO Energía producida en KW/h año Prima Rendimiento instalación (€/año) Coste instalación € Potencia W Repercusión Wp Mantenimiento 3% DATOS DE LA FINANCIACIÓN 30759,16 0,28127 € 8.651,66 € 58.380,00 € 19460 3,00 € 116,76 € Coste Aportación inicial Periodo de carencia (Total) Pagos al año Plazo de amortización (años) Tipo de interes Tasa de descuento Seguro instalación VAN a 25 años Seguro montaje TIR a 25 años 100,00% 0 12 0,53% 10 Total prestamo 6,50% Cuota anual 58.380,00 € 58.380,00 € - € - € 6,00% 28.579,16 € 10,59% ANALISIS DEL CASH FLOW Año 2012 Energía producida KW año 0 Prima Ingresos 0 Ingresos acumulados - € - € Aportación Capital + interés a 10 años Mantenimiento Flujo de caja Acumulado inicial 58.380,00 € - € - € 58.380,00 € 58.380,00 € 2013 2014 30759,16 0,2813 € 6.514,70 € 6.514,70 € - € 116,76 € 30482,33 0,2862 € 6.569,05 € 13.083,75 € - € 119,10 € 6.397,94 € 6.449,95 € - 51.982,06 € 2015 2016 30207,99 0,2912 € 6.623,85 € 19.707,60 € - € 121,48 € 6.502,37 € 6.555,20 € - 29936,11 0,2963 € 6.679,11 € 26.386,71 € - € 123,91 € 39.029,73 € 2017 2018 29666,69 0,3015 € 6.734,83 € 33.121,54 € - € 126,38 € 6.608,45 € 6.662,10 € - 29399,69 0,3068 € 6.791,02 € 39.912,56 € - € 128,91 € 25.866,08 € 2019 2020 29135,09 0,3114 € 6.830,85 € 46.743,40 € - € 131,49 € 12.504,62 € 134,12 € 6.699,35 € 6.736,79 € - 28872,88 0,3160 € 6.870,91 € 53.614,31 € - € 2021 2022 28613,02 0,3208 € 6.911,21 € 60.525,52 € - € 136,80 € 6.774,40 € 28355,50 0,3256 € 6.951,74 € 67.477,26 € - € 139,54 € 6.812,20 € 2023 2024 28100,30 0,3305 € 6.992,51 € 7.818,77 € 74.469,77 € - € 142,33 € 6.850,18 € 14.668,95 € 27847,40 0,3354 € 2025 2026 27596,77 0,3405 € 7.033,52 € 81.503,29 € - € 145,18 € 6.888,35 € 21.557,30 € 7.074,78 € 88.578,07 € - € 148,08 € 6.926,70 € 27348,40 28.483,99 € 0,3456 € 7.116,27 € 95.694,34 € - € 151,04 € 6.965,23 € 2027 2028 35.449,22 € 27102,27 0,3507 € 7.158,01 € 102.852,34 € - € 154,06 € 7.003,94 € 42.453,16 € 26858,35 0,3560 € 7.199,99 € 110.052,33 € - € 157,14 € 7.042,84 € 49.496,01 € 2029 2030 26616,62 0,3613 € 7.242,22 € 117.294,55 € - € 160,29 € 7.081,93 € 56.577,94 € 26377,07 0,3668 € 7.284,69 € 124.579,24 € - € 163,49 € 7.121,20 € 63.699,14 € 2031 2032 26139,68 0,3723 € 7.327,42 € 131.906,65 € - € 166,76 € 7.160,65 € 70.859,79 € 25904,42 0,3779 € 7.370,39 € 139.277,04 € - € 170,10 € 7.200,29 € 78.060,08 € 2033 2034 25671,28 0,3835 € 7.413,62 € 146.690,66 € - € 173,50 € 7.240,12 € 85.300,20 € 25440,24 0,3893 € 7.457,10 € 154.147,76 € - € 176,97 € 7.280,13 € 92.580,33 € 2035 2036 25211,28 0,3951 € 7.500,83 € 161.648,60 € - € 180,51 € 7.320,33 € 99.900,66 € 24984,38 0,4010 € 7.544,83 € 169.193,42 € - € 184,12 € 7.360,71 € 107.261,37 € 2037 24759,52 0,4071 € 7.589,08 € 176.782,50 € - € 187,80 € 7.401,28 € 114.662,64 € Años afectados por el recorte por decreto en el número de horas de producción. Página | 152 45.532,11 € 32.474,53 € 19.203,98 € 5.767,84 € 1.006,57 € DATOS DEL SISTEMA FOTOVOLTAICO Energía producida en KW/h año Prima Rendimiento instalación (€/año) Coste instalación € Potencia W Repercusión Wp Mantenimiento 3% DATOS DE LA FINANCIACIÓN 30759,16 0,28127 € 8.651,66 € 58.380,00 € 19460 3,00 € 116,76 € Coste Aportación inicial Periodo de carencia (Total) Pagos al año Plazo de amortización (años) Tipo de interes Tasa de descuento Seguro instalación VAN a 25 años Seguro montaje TIR a 25 años 30,00% 0 12 0,53% 10 Total prestamo 6,50% Cuota anual 58.380,00 € 17.514,00 € 40.866,00 € 5.522,01 € 6,00% 28.802,67 € 13,79% ANALISIS DEL CASH FLOW Año 2012 Energía producida KW año 0 Prima Ingresos 0 Ingresos acumulados - € - € Aportación Capital + interés a 10 años Mantenimiento Flujo de caja Acumulado inicial 17.514,00 € - € - € 17.514,00 € 17.514,00 € 2013 2014 30759,16 0,2813 € 6.514,70 € 6.514,70 € 5.522,01 € 116,76 € 30482,33 0,2862 € 6.569,05 € 13.083,75 € 5.522,01 € 119,10 € 875,93 € 927,94 € - 16.638,07 € 2015 2016 30207,99 0,2912 € 6.623,85 € 19.707,60 € 5.522,01 € 121,48 € 980,36 € 1.033,19 € - 29936,11 0,2963 € 6.679,11 € 26.386,71 € 5.522,01 € 123,91 € 14.729,77 € 2017 2018 29666,69 0,3015 € 6.734,83 € 33.121,54 € 5.522,01 € 126,38 € 1.086,43 € 1.140,09 € - 29399,69 0,3068 € 6.791,02 € 39.912,56 € 5.522,01 € 128,91 € 12.610,15 € 2019 2020 29135,09 0,3114 € 6.830,85 € 46.743,40 € 5.522,01 € 131,49 € 1.177,34 € 1.214,78 € - 28872,88 0,3160 € 6.870,91 € 53.614,31 € 5.522,01 € 134,12 € 10.292,71 € 2021 2022 28613,02 0,3208 € 6.911,21 € 60.525,52 € 5.522,01 € 136,80 € 7.825,55 € 139,54 € 1.252,39 € 1.290,19 € - 28355,50 0,3256 € 6.951,74 € 67.477,26 € 5.522,01 € 2023 2024 28100,30 0,3305 € 6.992,51 € 74.469,77 € - € 142,33 € 6.850,18 € 27847,40 0,3354 € 7.033,52 € 81.503,29 € 314,82 € - € 145,18 € 6.888,35 € 7.203,17 € 2025 2026 27596,77 0,3405 € 7.074,78 € 27348,40 0,3456 € 7.116,27 € 88.578,07 € - € 148,08 € 6.926,70 € 14.129,87 € 95.694,34 € - € 151,04 € 6.965,23 € 2027 2028 27102,27 0,3507 € 21.095,09 € 7.158,01 € 102.852,34 € - € 154,06 € 7.003,94 € 26858,35 28.099,04 € 0,3560 € 7.199,99 € 110.052,33 € - € 157,14 € 7.042,84 € 2029 2030 35.141,88 € 26616,62 0,3613 € 7.242,22 € 117.294,55 € - € 160,29 € 7.081,93 € 42.223,81 € 26377,07 0,3668 € 7.284,69 € 124.579,24 € - € 163,49 € 7.121,20 € 49.345,01 € 2031 2032 26139,68 0,3723 € 7.327,42 € 131.906,65 € - € 166,76 € 7.160,65 € 56.505,66 € 25904,42 0,3779 € 7.370,39 € 139.277,04 € - € 170,10 € 7.200,29 € 63.705,95 € 2033 2034 25671,28 0,3835 € 7.413,62 € 146.690,66 € - € 173,50 € 7.240,12 € 70.946,07 € 25440,24 0,3893 € 7.457,10 € 154.147,76 € - € 176,97 € 7.280,13 € 78.226,20 € 2035 2036 25211,28 0,3951 € 7.500,83 € 161.648,60 € - € 180,51 € 7.320,33 € 85.546,53 € 24984,38 0,4010 € 7.544,83 € 169.193,42 € - € 184,12 € 7.360,71 € 92.907,24 € 2037 24759,52 0,4071 € 7.589,08 € 176.782,50 € - € 187,80 € 7.401,28 € 100.308,52 € Años afectados por el recorte por decreto en el número de horas de producción. Página | 153 15.710,13 € 13.696,58 € 11.470,06 € 9.077,94 € 6.535,36 € Finalmente se presentan los ratios de rentabilidad para estas inversiones. En el cálculo se ha considerado un incremento anual del IPC del 2%, y que el rendimiento de los módulos sufre una caída lineal hasta alcanzar un rendimiento aproximado del 20% a los 25 años, tal como garantizan los fabricantes. ESCENARIO Cubierta polideportivo con Inversión 100% sin financiación y sin prorroga del recorte de horas. Cubierta polideportivo con Inversión 30% sin financiación y sin prorroga del recorte de horas. Cubierta polideportivo con Inversión 100% sin financiación y con prorroga del recorte de horas. Cubierta polideportivo con Inversión 45% sin financiación y con prorroga del recorte de horas. Cubierta colegio con Inversión 100% sin financiación y sin prorroga del recorte de horas. Cubierta colegio con Inversión 20% sin financiación y sin prorroga del recorte de horas. Cubierta colegio con Inversión 100% sin financiación y con prorroga del recorte de horas. Cubierta colegio con Inversión 30% sin financiación y con prorroga del recorte de horas. PLAZO DE RETORNO (AÑOS) VAN (€) TIR (%) 9 59.131,03 € 9,45% 11 59.744,69 € 11,63 % 12 6.650,92 € 6,42 % 14 7.133,09 € 6,62 % 6 55.679,10 € 14,27 % 5 55.934,53 € 23,80 % 8 28.579,16 € 10,59 % 10 28.802,67 € 13,79 % Como puede observarse los ratios de rentabilidad concluyen un proyecto viable, aunque con rentabilidades discretas. Estrategia de implantación instalaciones fotovoltaicas en la industria privada. Dentro de las estrategias de implantaciones privadas en industria, podemos considerar tres iniciativas: Cubierta de Construcciones Malagón, que cuenta con unos 470 m2 a dos aguas N-E, SO, de os cuales, unos 300 m2 corresponden al tramo S-O. En cualquier caso, por el tipo y orientación de cubiertas que se observa en las siguientes imágenes, se podría aprovechar la cubierta completa en la instalación. Página | 154 Cubierta de Cooperativa de Labradores, que cuenta con tres grupos de cubierta. La zona de tratamiento, que tiene una cubierta a dos aguas NE-SO, con una superficie de 510 m2. Esta cubierta cuenta con una problemática añadida, y es que se trata de fibrocemento. Por otra parte cuenta con cubierta de la zona de pesaje con inclinación y orientación variable, en cualquier caso, dadas las pendientes, podemos considerarla plana. Presenta forma muy irregular, por lo que habrá que considerar un porcentaje de ocupación fotovoltaica pequeño. En este caso, contamos con 560 m2. Página | 155 Por último, cuenta con zona de almacenaje aledaña al surtidor de gasolina, en este caso, son cubiertas N-S con una superficie aproximada de 750 m2, de los cuales, serán aprovechables la mitad. Como última iniciativa prevista en este ámbito, contamos con la cubierta del taller de carpintería metálicaHergos. En este caso, se trata de cubierta a dos aguas E-O, con una superficie total de 430 m2. Por las formas de las cubiertas, la única que recibirá un trato diferente en el estudio será la asociada a la zona de tratamiento de la cooperativa, ya que en las demás, se considerarán placas sobre estructuras orientadas Sur. Las superficies de módulo consideradas se indican a continuación: Superficie cubierta m2 Construcciones Malagón Cooperativa de Labradores Zona de tratamiento Zona de pesaje Zona de almacenaje Carpintería metálica Hergos % aprovechable Superficie solar m2 470 40% 188 510 560 750 430 40% 30% 30% 40% 204 168 225 172 Con las superficies obtenidas se podrían implementar instalaciones algo superiores a los 20 kW, pero en ningún caso parece interesante puesto que reduce sustancialmente la prima. Es por ello que se plantearán en todas ellas instalaciones de 20 kW nominales. Sólo se diferenciará el estudio de la cubierta en zona de tratamiento, ya que en este caso, si tenemos orientación diferente a la sur, por lo que la potencia pico a instalar diferirá en mayor cuantía respecto a esos 20 kW nominales. La energía producida será: Página | 156 MES Enero Radiación Rendimiento Superficie E incidente Rendimiento E transformada E obtenida Solar instalación Días/mes de célula 2 m2 KWh/mes KWh/mes PR KWh/mes KWh/m y día 3,753 31 152 17684,14 13,8% 2440,41 80,00% 1952,33 Febrero 4,186 28 152 17815,62 13,8% 2458,56 80,00% 1966,84 Marzo 5,800 31 152 27329,60 13,8% 3771,48 80,00% 3017,19 Abril 5,578 30 152 25435,68 13,8% 3510,12 80,00% 2808,10 Mayo 6,394 31 152 30128,53 13,8% 4157,74 80,00% 3326,19 Junio 6,619 30 152 30182,64 13,8% 4165,20 80,00% 3332,16 Julio 6,903 31 152 32526,94 13,8% 4488,72 80,00% 3590,97 Agosto 6,758 31 152 31843,70 13,8% 4394,43 80,00% 3515,54 Septiembre 6,300 30 152 28728,00 13,8% 3964,46 80,00% 3171,57 Octubre 5,097 31 152 24017,06 13,8% 3314,35 80,00% 2651,48 Noviembre 4,228 3,264 30 31 152 152 19279,68 15379,97 13,8% 13,8% 2660,60 2122,44 80,00% 80,00% 2128,48 1697,95 41448,51 80,00% 33158,81 Diciembre ANUALES 300351,54 La energía generada alcanza los 33.158,81 kWh año, que si lo multiplicamos por las cuatro instalaciones tenemos genera 132.635,24 kWh año, lo que representa un 0,72% sobre el consumo total actual. La aproximación de la potencia pico instalada y número total de horas pico solares anuales será: MES Enero KWh/m 2 y día 3,753 Febrero 4,186 Marzo 5,800 Abril 5,578 Mayo 6,394 Junio 6,619 Julio 6,903 Agosto 6,758 Septiembre 6,300 Octubre 5,097 Noviembre 4,228 3,264 Diciembre HPS/día Días/mes HPS/mes 3,8 4,2 5,8 5,6 6,4 6,6 6,9 6,8 6,3 5,1 4,2 3,3 31 116 117 180 167 198 199 214 209 189 158 127 101 ANUALES 28 31 30 31 30 31 31 30 31 30 31 1976 Si dividimos la energía total transformada por las HPS obtenemos una potencia pico instalada de 21 kWp. En cuanto a la limitación establecida en R.D.14/2010 de 23 de diciembre, el número de horas productivas se obtiene de la división de los 33.158,81/20, lo que da un valor de 1.658 horas, inferior a la limitación. Por tanto, toda la energía producida sería objeto de tarificación en régimen especial. En cuanto al número de horas productivas hasta el 31 de diciembre de 2.013, Página | 157 En el caso de la cubierta orientada NE-SO, volveremos a incluir una instalación de 20 kW nominales, pero en este caso, la potencia instalada será superior, y el coste de instalación también. Necesitaremos una superficie de 167 m2, y la energía generada será: MES Enero Radiación Rendimiento Superficie E incidente Rendimiento E transformada E obtenida Solar instalación Días/mes de célula 2 m2 KWh/mes KWh/mes PR KWh/mes KWh/m y día 3,306 31 167 17115,16 13,8% 2361,89 80,00% 1889,51 Febrero 3,792 28 167 17731,39 13,8% 2446,93 80,00% 1957,55 Marzo 5,419 31 167 28054,16 13,8% 3871,47 80,00% 3097,18 Abril 5,411 30 167 27109,11 13,8% 3741,06 80,00% 2992,85 Mayo 6,394 31 167 33101,74 13,8% 4568,04 80,00% 3654,43 Junio 6,700 30 167 33567,00 13,8% 4632,25 80,00% 3705,80 Julio 6,953 31 167 35995,68 13,8% 4967,40 80,00% 3973,92 Agosto 6,669 31 167 34525,41 13,8% 4764,51 80,00% 3811,61 Septiembre 5,958 30 167 29849,58 13,8% 4119,24 80,00% 3295,39 Octubre 4,664 31 167 24145,53 13,8% 3332,08 80,00% 2665,67 Noviembre 3,739 2,864 30 31 167 167 18732,39 14826,93 13,8% 13,8% 2585,07 2046,12 80,00% 80,00% 2068,06 1636,89 43436,06 80,00% 34748,85 Diciembre ANUALES 314754,09 La energía generada alcanza los 34.748,85kWh año, lo que representa un 0,19% sobre el consumo total actual. La aproximación de la potencia pico instalada y número total de horas pico solares anuales será: MES Enero KWh/m 2 y día 3,306 Febrero 3,792 Marzo 5,419 Abril 5,411 Mayo 6,394 Junio 6,700 Julio 6,953 Agosto 6,669 Septiembre 5,958 Octubre 4,664 Noviembre 3,739 2,864 Diciembre HPS/día Días/mes HPS/mes 3,3 3,8 5,4 5,4 6,4 6,7 7,0 6,7 6,0 4,7 3,7 2,9 31 102 106 168 162 198 201 216 207 179 145 112 89 ANUALES 28 31 30 31 30 31 31 30 31 30 31 1885 Si dividimos la energía total transformada por las HPS obtenemos una potencia pico instalada de 23 kWp. En cuanto a la limitación establecida en R.D.14/2010 de 23 de diciembre, el número de horas productivas se obtiene de la división de los 34.748,85/20, lo que da un valor de 1.737 horas, inferior a la limitación. Por tanto, toda la energía producida sería objeto de tarificación en régimen especial. En cuanto al número de horas productivas hasta el 31 de diciembre de 2.013, Página | 158 Análisis económico. Para realizar un análisis de viabilidad valido habría que contar con datos reales de las edificaciones, así como potencias contratadas, ya que esta no puede ser inferior al 25% de la potencia inyectada a la red en dicho suministro. Es por ello que el presente estudio pretende mostrar una aproximación. Para este análisis se ha considerado un precio de instalación de 3 €/Wp, lo cual es razonable para instalaciones de tamaño medio. El precio total de las instalación sobre cubierta N-S de 20 kW, cuenta con potencia instalada de 21 kWp, lo que supone un total de 21.000 Wp x 3 €/Wp lo que equivale a 63.000 €. En el caso de para zona de tratamiento de la cooperativa de labradores, tenemos una instalación de 23 kWp lo que supone una instalación de 23.000 Wp x 3 €/Wp lo que equivale a 69.000 €. Primero se abordará la instalación realizada sin financiación exterior, para después proponer un escenario con financiación exterior, y otro posterior más desfavorable con una previsión de mantenimiento en la limitación de horas de producción durante los 25 años: Página | 159 DATOS DEL SISTEMA FOTOVOLTAICO Energía producida en KW/h año Prima Rendimiento instalación (€/año) Coste instalación € Potencia W Repercusión Wp Mantenimiento 3% DATOS DE LA FINANCIACIÓN 33158,81 0,28127 € 9.326,58 € 63.000,00 € 21000 3,00 € 126,00 € Coste Aportación inicial Periodo de carencia (Total) Pagos al año Plazo de amortización (años) Tipo de interes Tasa de descuento Seguro instalación VAN a 25 años Seguro montaje TIR a 25 años 100,00% 0 12 0,53% 10 Total prestamo 6,50% Cuota anual 63.000,00 € 63.000,00 € - € - € 6,00% 59.954,85 € 14,25% ANALISIS DEL CASH FLOW Año 2012 Energía producida KW año 0 Prima Ingresos 0 Ingresos acumulados - € - € Aportación Capital + interés a 10 años Mantenimiento Flujo de caja Acumulado inicial 63.000,00 € - € - € 63.000,00 € 63.000,00 € 2013 2014 33158,81 0,2813 € 7.022,91 € 7.022,91 € - € 126,00 € 32860,38 0,2862 € 9.404,39 € 16.427,30 € - € 128,52 € 6.896,91 € 9.275,87 € - 56.103,09 € 2015 2016 32564,64 0,2912 € 9.482,84 € 25.910,14 € - € 131,09 € 9.351,75 € 9.428,24 € - 32271,56 0,2963 € 9.561,95 € 35.472,09 € - € 133,71 € 37.475,47 € 2017 2018 31981,11 0,3015 € 9.641,72 € 45.113,82 € - € 136,39 € 18.541,89 € 139,11 € 9.505,34 € 9.583,04 € - 31693,28 0,3068 € 9.722,16 € 54.835,97 € - € 2019 2020 31408,04 0,3114 € 9.779,18 € 64.615,15 € - € 141,90 € 9.637,28 € 31125,37 0,3160 € 9.836,53 € 74.451,69 € 678,43 € - € 144,73 € 9.691,80 € 10.370,23 € 2021 2022 30845,24 0,3208 € 9.894,23 € 30567,63 0,3256 € 9.952,26 € 84.345,91 € - € 147,63 € 9.746,60 € 20.116,83 € 94.298,17 € - € 150,58 € 9.801,67 € 2023 2024 30292,53 0,3305 € 29.918,50 € 10.010,63 € 104.308,79 € - € 153,59 € 9.857,03 € 30019,89 39.775,54 € 0,3354 € 10.069,34 € 114.378,13 € - € 156,67 € 9.912,67 € 2025 2026 49.688,21 € 29749,71 0,3405 € 10.128,39 € 124.506,52 € - € 159,80 € 9.968,60 € 59.656,80 € 29481,97 0,3456 € 10.187,80 € 134.694,32 € - € 162,99 € 10.024,80 € 69.681,61 € 2027 2028 29216,63 0,3507 € 10.247,55 € 144.941,87 € - € 166,25 € 10.081,29 € 79.762,90 € 28953,68 0,3560 € 10.307,65 € 155.249,52 € - € 169,58 € 10.138,07 € 89.900,97 € 2029 2030 28693,10 0,3613 € 10.368,10 € 165.617,63 € - € 172,97 € 10.195,13 € 100.096,10 € 28434,86 0,3668 € 10.428,91 € 176.046,54 € - € 176,43 € 10.252,48 € 110.348,59 € 2031 2032 28178,94 0,3723 € 10.490,08 € 186.536,62 € - € 179,96 € 10.310,12 € 120.658,71 € 27925,33 0,3779 € 10.551,60 € 197.088,22 € - € 183,56 € 10.368,05 € 131.026,75 € 2033 2034 27674,01 0,3835 € 10.613,49 € 207.701,71 € - € 187,23 € 10.426,26 € 141.453,01 € 27424,94 0,3893 € 10.675,74 € 218.377,45 € - € 190,97 € 10.484,76 € 151.937,78 € 2035 2036 27178,12 0,3951 € 10.738,35 € 229.115,80 € - € 194,79 € 10.543,56 € 162.481,33 € 26933,51 0,4010 € 10.801,33 € 239.917,13 € - € 198,69 € 10.602,64 € 173.083,97 € 2037 26691,11 0,4071 € 10.864,68 € 250.781,81 € - € 202,66 € 10.662,02 € 183.745,99 € Página | 160 46.827,22 € 28.047,23 € 8.958,85 € DATOS DEL SISTEMA FOTOVOLTAICO Energía producida en KW/h año Prima Rendimiento instalación (€/año) Coste instalación € Potencia W Repercusión Wp Mantenimiento 3% DATOS DE LA FINANCIACIÓN 33158,81 0,28127 € 9.326,58 € 63.000,00 € 21000 3,00 € 126,00 € Coste Aportación inicial Periodo de carencia (Total) Pagos al año Plazo de amortización (años) Tipo de interes Tasa de descuento Seguro instalación VAN a 25 años Seguro montaje TIR a 25 años 20,00% 0 12 0,53% 10 Total prestamo 6,50% Cuota anual 63.000,00 € 12.600,00 € 50.400,00 € 6.810,29 € 6,00% 60.230,50 € 23,76% ANALISIS DEL CASH FLOW Año 2012 Energía producida KW año 0 Prima Ingresos 0 Ingresos acumulados - € - € Aportación Capital + interés a 10 años Mantenimiento Flujo de caja Acumulado inicial 12.600,00 € - € - € 12.600,00 € 12.600,00 € 2013 2014 33158,81 0,2813 € 7.022,91 € 7.022,91 € 6.810,29 € 126,00 € 32860,38 0,2862 € 9.404,39 € 16.427,30 € 6.810,29 € 128,52 € 86,62 € 2.465,57 € 2.541,46 € - 12.513,38 € 2015 2016 32564,64 0,2912 € 9.482,84 € 25.910,14 € 6.810,29 € 131,09 € 32271,56 0,2963 € 9.561,95 € 35.472,09 € 6.810,29 € 133,71 € 4.888,40 € 136,39 € 2.617,95 € 2.695,04 € - 2017 2018 31981,11 0,3015 € 9.641,72 € 45.113,82 € 6.810,29 € 31693,28 0,3068 € 9.722,16 € 54.835,97 € 6.810,29 € 139,11 € 2.772,75 € 2019 2020 31408,04 0,3114 € 9.779,18 € 579,39 € 64.615,15 € 6.810,29 € 141,90 € 2.826,99 € 3.406,38 € 31125,37 0,3160 € 2021 2022 30845,24 0,3208 € 9.836,53 € 74.451,69 € 6.810,29 € 144,73 € 2.881,51 € 6.287,89 € 9.894,23 € 84.345,91 € 6.810,29 € 147,63 € 2.936,30 € 30567,63 9.224,19 € 0,3256 € 9.952,26 € 94.298,17 € 6.810,29 € 150,58 € 2.991,38 € 12.215,57 € 2023 2024 30292,53 0,3305 € 10.010,63 € 104.308,79 € - € 153,59 € 9.857,03 € 22.072,60 € 30019,89 0,3354 € 10.069,34 € 114.378,13 € - € 156,67 € 9.912,67 € 31.985,28 € 2025 2026 29749,71 0,3405 € 10.128,39 € 124.506,52 € - € 159,80 € 9.968,60 € 41.953,87 € 29481,97 0,3456 € 10.187,80 € 134.694,32 € - € 162,99 € 10.024,80 € 51.978,67 € 2027 2028 29216,63 0,3507 € 10.247,55 € 144.941,87 € - € 166,25 € 10.081,29 € 62.059,97 € 28953,68 0,3560 € 10.307,65 € 155.249,52 € - € 169,58 € 10.138,07 € 72.198,04 € 2029 2030 28693,10 0,3613 € 10.368,10 € 165.617,63 € - € 172,97 € 10.195,13 € 82.393,17 € 28434,86 0,3668 € 10.428,91 € 176.046,54 € - € 176,43 € 10.252,48 € 92.645,66 € 2031 2032 28178,94 0,3723 € 10.490,08 € 186.536,62 € - € 179,96 € 10.310,12 € 102.955,78 € 27925,33 0,3779 € 10.551,60 € 197.088,22 € - € 183,56 € 10.368,05 € 113.323,82 € 2033 2034 27674,01 0,3835 € 10.613,49 € 207.701,71 € - € 187,23 € 10.426,26 € 123.750,08 € 27424,94 0,3893 € 10.675,74 € 218.377,45 € - € 190,97 € 10.484,76 € 134.234,84 € 2035 2036 27178,12 0,3951 € 10.738,35 € 229.115,80 € - € 194,79 € 10.543,56 € 144.778,40 € 26933,51 0,4010 € 10.801,33 € 239.917,13 € - € 198,69 € 10.602,64 € 155.381,04 € 2037 26691,11 0,4071 € 10.864,68 € 250.781,81 € - € 202,66 € 10.662,02 € 166.043,06 € Página | 161 10.047,81 € 7.506,35 € 2.193,36 € DATOS DEL SISTEMA FOTOVOLTAICO Energía producida en KW/h año Prima Rendimiento instalación (€/año) Coste instalación € Potencia W Repercusión Wp Mantenimiento 3% DATOS DE LA FINANCIACIÓN 33158,81 0,28127 € 9.326,61 € 63.000,00 € 21000 3,00 € 126,00 € Coste Aportación inicial Periodo de carencia (Total) Pagos al año Plazo de amortización (años) Tipo de interes Tasa de descuento Seguro instalación VAN a 25 años Seguro montaje TIR a 25 años 100,00% 0 12 0,53% 10 Total prestamo 6,50% Cuota anual 63.000,00 € 63.000,00 € - € - € 6,00% 30.741,18 € 10,58% ANALISIS DEL CASH FLOW Año 2012 Energía producida KW año 0 Prima Ingresos 0 Ingresos acumulados - € - € Aportación Capital + interés a 10 años Mantenimiento Flujo de caja Acumulado inicial 63.000,00 € - € - € 63.000,00 € 63.000,00 € 2013 2014 33158,81 0,2813 € 7.022,94 € 7.022,94 € - € 126,00 € 32860,38 0,2862 € 7.081,53 € 14.104,47 € - € 128,52 € 6.896,94 € 6.953,01 € - 56.103,06 € 2015 2016 32564,64 0,2912 € 7.140,61 € 21.245,07 € - € 131,09 € 7.009,51 € 7.066,46 € - 32271,56 0,2963 € 7.200,18 € 28.445,25 € - € 133,71 € 42.140,54 € 2017 2018 31981,11 0,3015 € 7.260,24 € 35.705,49 € - € 136,39 € 7.123,86 € 7.181,70 € - 31693,28 0,3068 € 7.320,81 € 43.026,30 € - € 139,11 € 27.950,22 € 2019 2020 31408,04 0,3114 € 7.363,75 € 50.390,05 € - € 141,90 € 13.546,67 € 144,73 € 7.221,85 € 7.262,20 € - 31125,37 0,3160 € 7.406,94 € 57.796,99 € - € 2021 2022 30845,24 0,3208 € 7.450,38 € 65.247,36 € - € 147,63 € 7.302,75 € 30567,63 0,3256 € 7.494,07 € 72.741,44 € - € 150,58 € 7.343,49 € 2023 2024 30292,53 0,3305 € 7.538,03 € 8.361,77 € 80.279,47 € - € 153,59 € 7.384,43 € 15.746,21 € 30019,89 0,3354 € 2025 2026 29749,71 0,3405 € 7.582,24 € 87.861,70 € - € 156,67 € 7.425,57 € 23.171,78 € 7.626,71 € 95.488,41 € - € 159,80 € 7.466,91 € 29481,97 30.638,69 € 0,3456 € 7.671,44 € 103.159,85 € - € 162,99 € 7.508,44 € 2027 2028 38.147,13 € 29216,63 0,3507 € 7.716,43 € 110.876,28 € - € 166,25 € 7.550,18 € 45.697,31 € 28953,68 0,3560 € 7.761,69 € 118.637,97 € - € 169,58 € 7.592,11 € 53.289,42 € 2029 2030 28693,10 0,3613 € 7.807,21 € 126.445,18 € - € 172,97 € 7.634,24 € 60.923,66 € 28434,86 0,3668 € 7.853,00 € 134.298,18 € - € 176,43 € 7.676,57 € 68.600,23 € 2031 2032 28178,94 0,3723 € 7.899,06 € 142.197,24 € - € 179,96 € 7.719,10 € 76.319,33 € 27925,33 0,3779 € 7.945,39 € 150.142,62 € - € 183,56 € 7.761,83 € 84.081,16 € 2033 2034 27674,01 0,3835 € 7.991,99 € 158.134,61 € - € 187,23 € 7.804,76 € 91.885,91 € 27424,94 0,3893 € 8.038,86 € 166.173,47 € - € 190,97 € 7.847,88 € 99.733,80 € 2035 2036 27178,12 0,3951 € 8.086,01 € 174.259,47 € - € 194,79 € 7.891,21 € 107.625,01 € 26933,51 0,4010 € 8.133,43 € 182.392,91 € - € 198,69 € 7.934,74 € 115.559,75 € 2037 26691,11 0,4071 € 8.181,13 € 190.574,04 € - € 202,66 € 7.978,47 € 123.538,22 € Página | 162 49.150,05 € 35.074,08 € 20.768,52 € 6.284,47 € 1.018,28 € DATOS DEL SISTEMA FOTOVOLTAICO Energía producida en KW/h año Prima Rendimiento instalación (€/año) Coste instalación € Potencia W Repercusión Wp Mantenimiento 3% DATOS DE LA FINANCIACIÓN 33158,81 0,28127 € 9.326,61 € 63.000,00 € 21000 3,00 € 126,00 € Coste Aportación inicial Periodo de carencia (Total) Pagos al año Plazo de amortización (años) Tipo de interes Tasa de descuento Seguro instalación VAN a 25 años Seguro montaje TIR a 25 años 30,00% 0 12 0,53% 10 Total prestamo 6,50% Cuota anual 63.000,00 € 18.900,00 € 44.100,00 € 5.959,01 € 6,00% 30.982,37 € 13,76% ANALISIS DEL CASH FLOW Año 2012 Energía producida KW año 0 Prima Ingresos 0 Ingresos acumulados - € - € Aportación Capital + interés a 10 años Mantenimiento Flujo de caja Acumulado inicial 18.900,00 € - € - € 18.900,00 € 18.900,00 € 2013 2014 33158,81 0,2813 € 7.022,94 € 7.022,94 € 5.959,01 € 126,00 € 32860,38 0,2862 € 7.081,53 € 14.104,47 € 5.959,01 € 128,52 € 937,93 € 994,00 € - 17.962,07 € 2015 2016 32564,64 0,2912 € 7.140,61 € 21.245,07 € 5.959,01 € 131,09 € 1.050,51 € 1.107,46 € - 32271,56 0,2963 € 7.200,18 € 28.445,25 € 5.959,01 € 133,71 € 15.917,56 € 2017 2018 31981,11 0,3015 € 7.260,24 € 35.705,49 € 5.959,01 € 136,39 € 1.164,85 € 1.222,69 € - 31693,28 0,3068 € 7.320,81 € 43.026,30 € 5.959,01 € 139,11 € 13.645,25 € 2019 2020 31408,04 0,3114 € 7.363,75 € 50.390,05 € 5.959,01 € 141,90 € 1.262,85 € 1.303,20 € - 31125,37 0,3160 € 7.406,94 € 57.796,99 € 5.959,01 € 144,73 € 11.159,72 € 2021 2022 30845,24 0,3208 € 7.450,38 € 65.247,36 € 5.959,01 € 147,63 € 8.512,78 € 150,58 € 1.343,74 € 1.384,49 € - 30567,63 0,3256 € 7.494,07 € 72.741,44 € 5.959,01 € 2023 2024 30292,53 0,3305 € 7.538,03 € 80.279,47 € - € 153,59 € 7.384,43 € 30019,89 0,3354 € 7.582,24 € 87.861,70 € 256,14 € - € 156,67 € 7.425,57 € 7.681,72 € 2025 2026 29749,71 0,3405 € 7.626,71 € 29481,97 0,3456 € 7.671,44 € 95.488,41 € - € 159,80 € 7.466,91 € 15.148,63 € 103.159,85 € - € 162,99 € 7.508,44 € 2027 2028 29216,63 0,3507 € 7.716,43 € 22.657,07 € 110.876,28 € - € 166,25 € 7.550,18 € 28953,68 0,3560 € 30.207,25 € 7.761,69 € 118.637,97 € - € 169,58 € 7.592,11 € 2029 2030 28693,10 37.799,36 € 0,3613 € 7.807,21 € 126.445,18 € - € 172,97 € 7.634,24 € 45.433,59 € 28434,86 0,3668 € 7.853,00 € 134.298,18 € - € 176,43 € 7.676,57 € 53.110,16 € 2031 2032 28178,94 0,3723 € 7.899,06 € 142.197,24 € - € 179,96 € 7.719,10 € 60.829,26 € 27925,33 0,3779 € 7.945,39 € 150.142,62 € - € 183,56 € 7.761,83 € 68.591,09 € 2033 2034 27674,01 0,3835 € 7.991,99 € 158.134,61 € - € 187,23 € 7.804,76 € 76.395,85 € 27424,94 0,3893 € 8.038,86 € 166.173,47 € - € 190,97 € 7.847,88 € 84.243,73 € 2035 2036 27178,12 0,3951 € 8.086,01 € 174.259,47 € - € 194,79 € 7.891,21 € 92.134,94 € 26933,51 0,4010 € 8.133,43 € 182.392,91 € - € 198,69 € 7.934,74 € 100.069,69 € 2037 26691,11 0,4071 € 8.181,13 € 190.574,04 € - € 202,66 € 7.978,47 € 108.048,16 € Página | 163 16.968,07 € 14.810,10 € 12.422,56 € 9.856,52 € 7.128,29 € DATOS DEL SISTEMA FOTOVOLTAICO Energía producida en KW/h año Prima Rendimiento instalación (€/año) Coste instalación € Potencia W Repercusión Wp Mantenimiento 3% DATOS DE LA FINANCIACIÓN 34748,85 0,28127 € 9.773,81 € 69.000,00 € 23000 3,00 € 138,00 € Coste Aportación inicial Periodo de carencia (Total) Pagos al año Plazo de amortización (años) Tipo de interes Tasa de descuento Seguro instalación VAN a 25 años Seguro montaje TIR a 25 años 100,00% 0 12 0,53% 10 Total prestamo 6,50% Cuota anual 69.000,00 € 69.000,00 € - € - € 6,00% 59.758,80 € 13,58% ANALISIS DEL CASH FLOW Año 2012 Energía producida KW año 0 Prima Ingresos 0 Ingresos acumulados - € - € Aportación Capital + interés a 10 años Mantenimiento Flujo de caja Acumulado inicial 69.000,00 € - € - € 69.000,00 € 69.000,00 € 2013 2014 34748,85 0,2813 € 7.359,68 € 7.359,68 € - € 138,00 € 34436,11 0,2862 € 9.855,35 € 17.215,03 € - € 140,76 € 7.221,68 € 9.714,59 € - 61.778,32 € 2015 2016 34126,19 0,2912 € 9.937,57 € 27.152,59 € - € 143,58 € 9.793,99 € 9.874,02 € - 33819,05 0,2963 € 10.020,47 € 37.173,06 € - € 146,45 € 42.269,74 € 2017 2018 33514,68 0,3015 € 10.104,07 € 47.277,13 € - € 149,38 € 9.954,69 € 10.036,00 € - 33213,05 0,3068 € 10.188,36 € 57.465,48 € - € 152,36 € 22.441,03 € 2019 2020 32914,13 0,3114 € 10.248,11 € 67.713,60 € - € 155,41 € 2.312,33 € 158,52 € 10.092,70 € 10.149,70 € 32617,90 0,3160 € 10.308,22 € 78.021,81 € - € 2021 2022 32324,34 0,3208 € 10.368,68 € 88.390,49 € - € 161,69 € 10.206,99 € 18.044,35 € 32033,42 0,3256 € 10.429,49 € 98.819,98 € 2023 2024 31745,12 0,3305 € 10.490,66 € 109.310,64 € - € 164,92 € 10.264,57 € 28.308,92 € - € 168,22 € 10.322,44 € 31459,41 0,3354 € 10.552,18 € 38.631,35 € 119.862,82 € - € 171,59 € 10.380,60 € 2025 2026 31176,28 0,3405 € 49.011,95 € 10.614,07 € 130.476,89 € - € 175,02 € 10.439,06 € 30895,69 59.451,01 € 0,3456 € 10.676,32 € 141.153,22 € - € 178,52 € 10.497,81 € 2027 2028 69.948,82 € 30617,63 0,3507 € 10.738,94 € 151.892,16 € - € 182,09 € 10.556,85 € 80.505,67 € 30342,07 0,3560 € 10.801,93 € 162.694,09 € - € 185,73 € 10.616,20 € 91.121,87 € 2029 2030 30068,99 0,3613 € 10.865,28 € 173.559,37 € - € 189,44 € 10.675,83 € 101.797,70 € 29798,37 0,3668 € 10.929,00 € 184.488,37 € - € 193,23 € 10.735,77 € 112.533,47 € 2031 2032 29530,19 0,3723 € 10.993,10 € 195.481,47 € - € 197,10 € 10.796,00 € 123.329,47 € 29264,42 0,3779 € 11.057,58 € 206.539,05 € - € 201,04 € 10.856,54 € 134.186,01 € 2033 2034 29001,04 0,3835 € 11.122,43 € 217.661,48 € - € 205,06 € 10.917,37 € 145.103,38 € 28740,03 0,3893 € 11.187,66 € 228.849,14 € - € 209,16 € 10.978,50 € 156.081,88 € 2035 2036 28481,37 0,3951 € 11.253,28 € 240.102,42 € - € 213,35 € 11.039,93 € 167.121,81 € 28225,04 0,4010 € 11.319,28 € 251.421,70 € - € 217,61 € 11.101,67 € 178.223,48 € 2037 27971,01 0,4071 € 11.385,67 € 262.807,36 € - € 221,96 € 11.163,70 € 189.387,18 € Página | 164 52.063,73 € 32.395,72 € 12.405,04 € 7.837,37 € DATOS DEL SISTEMA FOTOVOLTAICO Energía producida en KW/h año Prima Rendimiento instalación (€/año) Coste instalación € Potencia W Repercusión Wp Mantenimiento 3% DATOS DE LA FINANCIACIÓN 34748,85 0,28127 € 9.773,81 € 69.000,00 € 23000 3,00 € 138,00 € Coste Aportación inicial Periodo de carencia (Total) Pagos al año Plazo de amortización (años) Tipo de interes Tasa de descuento Seguro instalación VAN a 25 años Seguro montaje TIR a 25 años 20,00% 0 12 0,53% 10 Total prestamo 6,50% Cuota anual 69.000,00 € 13.800,00 € 55.200,00 € 7.458,89 € 6,00% 60.060,70 € 21,88% ANALISIS DEL CASH FLOW Año 2012 Energía producida KW año 0 Prima Ingresos 0 Ingresos acumulados - € - € Aportación Capital + interés a 10 años Mantenimiento Flujo de caja Acumulado inicial 13.800,00 € - € - € 13.800,00 € 13.800,00 € 2013 2014 34748,85 0,2813 € 7.359,68 € 7.359,68 € 7.458,89 € 138,00 € - 34436,11 0,2862 € 9.855,35 € 17.215,03 € 7.458,89 € 140,76 € 237,21 € 2.255,69 € 2.335,10 € - 14.037,21 € 2015 2016 34126,19 0,2912 € 9.937,57 € 27.152,59 € 7.458,89 € 143,58 € 33819,05 0,2963 € 10.020,47 € 37.173,06 € 7.458,89 € 146,45 € 2.415,13 € 2.495,80 € - 2017 2018 33514,68 0,3015 € 10.104,07 € 47.277,13 € 7.458,89 € 149,38 € 7.031,29 € 33213,05 0,3068 € 10.188,36 € 57.465,48 € 7.458,89 € 152,36 € 1.958,39 € 155,41 € 2.577,10 € 2.633,81 € 2019 2020 32914,13 0,3114 € 10.248,11 € 67.713,60 € 7.458,89 € 32617,90 0,3160 € 10.308,22 € 78.021,81 € 7.458,89 € 158,52 € 2.690,81 € 3.366,22 € 2021 2022 32324,34 0,3208 € 10.368,68 € 32033,42 0,3256 € 10.429,49 € 88.390,49 € 7.458,89 € 161,69 € 2.748,09 € 6.114,32 € 98.819,98 € 7.458,89 € 164,92 € 2.805,67 € 2023 2024 31745,12 0,3305 € 8.919,99 € 10.490,66 € 109.310,64 € - € 168,22 € 10.322,44 € 19.242,43 € 31459,41 2025 2026 31176,28 0,3354 € 10.552,18 € 119.862,82 € - € 171,59 € 10.380,60 € 29.623,03 € 0,3405 € 10.614,07 € 130.476,89 € - € 175,02 € 10.439,06 € 40.062,08 € 30895,69 0,3456 € 10.676,32 € 141.153,22 € - € 178,52 € 10.497,81 € 50.559,89 € 2027 2028 30617,63 0,3507 € 10.738,94 € 151.892,16 € - € 182,09 € 10.556,85 € 61.116,74 € 30342,07 0,3560 € 10.801,93 € 162.694,09 € - € 185,73 € 10.616,20 € 71.732,94 € 2029 2030 30068,99 0,3613 € 10.865,28 € 173.559,37 € - € 189,44 € 10.675,83 € 82.408,77 € 29798,37 0,3668 € 10.929,00 € 184.488,37 € - € 193,23 € 10.735,77 € 93.144,54 € 2031 2032 29530,19 0,3723 € 10.993,10 € 195.481,47 € - € 197,10 € 10.796,00 € 103.940,55 € 29264,42 0,3779 € 11.057,58 € 206.539,05 € - € 201,04 € 10.856,54 € 114.797,09 € 2033 2034 29001,04 0,3835 € 11.122,43 € 217.661,48 € - € 205,06 € 10.917,37 € 125.714,45 € 28740,03 0,3893 € 11.187,66 € 228.849,14 € - € 209,16 € 10.978,50 € 136.692,96 € 2035 2036 28481,37 0,3951 € 11.253,28 € 240.102,42 € - € 213,35 € 11.039,93 € 147.732,89 € 28225,04 0,4010 € 11.319,28 € 251.421,70 € - € 217,61 € 11.101,67 € 158.834,55 € 2037 27971,01 0,4071 € 11.385,67 € 262.807,36 € - € 221,96 € 11.163,70 € 169.998,26 € Página | 165 11.781,52 € 9.446,42 € 4.535,50 € 675,42 € DATOS DEL SISTEMA FOTOVOLTAICO Energía producida en KW/h año Prima Rendimiento instalación (€/año) Coste instalación € Potencia W Repercusión Wp Mantenimiento 3% DATOS DE LA FINANCIACIÓN 34748,85 0,28127 € 9.773,84 € 69.000,00 € 23000 3,00 € 138,00 € Coste Aportación inicial Periodo de carencia (Total) Pagos al año Plazo de amortización (años) Tipo de interes Tasa de descuento Seguro instalación VAN a 25 años Seguro montaje TIR a 25 años 100,00% 0 12 0,53% 10 Total prestamo 6,50% Cuota anual 69.000,00 € 69.000,00 € - € - € 6,00% 29.144,27 € 10,00% ANALISIS DEL CASH FLOW Año 2012 Energía producida KW año 0 Prima Ingresos 0 Ingresos acumulados - € - € Aportación Capital + interés a 10 años Mantenimiento Flujo de caja Acumulado inicial 69.000,00 € - € - € 69.000,00 € 69.000,00 € 2013 2014 34748,85 0,2813 € 7.359,70 € 7.359,70 € - € 138,00 € 34436,11 0,2862 € 7.421,10 € 14.780,81 € - € 140,76 € 7.221,70 € 7.280,34 € - 61.778,30 € 2015 2016 34126,19 0,2912 € 7.483,01 € 22.263,82 € - € 143,58 € 7.339,44 € 7.398,99 € - 33819,05 0,2963 € 7.545,44 € 29.809,26 € - € 146,45 € 47.158,51 € 2017 2018 33514,68 0,3015 € 7.608,39 € 37.417,65 € - € 149,38 € 7.459,01 € 7.519,50 € - 33213,05 0,3068 € 7.671,86 € 45.089,51 € - € 152,36 € 32.300,51 € 2019 2020 32914,13 0,3114 € 7.716,86 € 52.806,37 € - € 155,41 € 7.561,45 € 7.603,60 € - 32617,90 0,3160 € 7.762,12 € 60.568,48 € - € 158,52 € 17.219,56 € 2021 2022 32324,34 0,3208 € 7.807,64 € 68.376,12 € - € 161,69 € 1.970,02 € 164,92 € 7.645,95 € 7.688,51 € 32033,42 0,3256 € 7.853,43 € 76.229,56 € - € 2023 2024 31745,12 0,3305 € 7.899,49 € 84.129,05 € - € 168,22 € 7.731,27 € 13.449,77 € 31459,41 0,3354 € 7.945,82 € 92.074,87 € 2025 2026 31176,28 0,3405 € 7.992,43 € 100.067,30 € - € 171,59 € 7.774,24 € 21.224,00 € - € 175,02 € 7.817,41 € 30895,69 0,3456 € 8.039,30 € 29.041,41 € 108.106,60 € - € 178,52 € 7.860,78 € 2027 2028 30617,63 0,3507 € 36.902,20 € 8.086,45 € 116.193,05 € - € 182,09 € 7.904,36 € 30342,07 44.806,56 € 0,3560 € 8.133,88 € 124.326,93 € - € 185,73 € 7.948,15 € 2029 2030 52.754,71 € 30068,99 0,3613 € 8.181,58 € 132.508,51 € - € 189,44 € 7.992,14 € 60.746,85 € 29798,37 0,3668 € 8.229,57 € 140.738,08 € - € 193,23 € 8.036,34 € 68.783,18 € 2031 2032 29530,19 0,3723 € 8.277,84 € 149.015,92 € - € 197,10 € 8.080,74 € 76.863,92 € 29264,42 0,3779 € 8.326,38 € 157.342,30 € - € 201,04 € 8.125,35 € 84.989,27 € 2033 2034 29001,04 0,3835 € 8.375,22 € 165.717,52 € - € 205,06 € 8.170,16 € 93.159,42 € 28740,03 0,3893 € 8.424,34 € 174.141,86 € - € 209,16 € 8.215,18 € 101.374,60 € 2035 2036 28481,37 0,3951 € 8.473,75 € 182.615,61 € - € 213,35 € 8.260,40 € 109.635,01 € 28225,04 0,4010 € 8.523,45 € 191.139,06 € - € 217,61 € 8.305,84 € 117.940,84 € 2037 27971,01 0,4071 € 8.573,44 € 199.712,50 € - € 221,96 € 8.351,47 € 126.292,31 € Página | 166 54.497,95 € 39.759,52 € 24.781,01 € 9.615,97 € 5.718,49 € DATOS DEL SISTEMA FOTOVOLTAICO Energía producida en KW/h año Prima Rendimiento instalación (€/año) Coste instalación € Potencia W Repercusión Wp Mantenimiento 3% DATOS DE LA FINANCIACIÓN 34748,85 0,28127 € 9.773,84 € 69.000,00 € 23000 3,00 € 138,00 € Coste Aportación inicial Periodo de carencia (Total) Pagos al año Plazo de amortización (años) Tipo de interes Tasa de descuento Seguro instalación VAN a 25 años Seguro montaje TIR a 25 años 30,00% 0 12 0,53% 10 Total prestamo 6,50% Cuota anual 69.000,00 € 20.700,00 € 48.300,00 € 6.526,53 € 6,00% 29.408,43 € 12,69% ANALISIS DEL CASH FLOW Año 2012 Energía producida KW año 0 Prima Ingresos 0 Ingresos acumulados - € - € Aportación Capital + interés a 10 años Mantenimiento Flujo de caja Acumulado inicial 20.700,00 € - € - € 20.700,00 € 20.700,00 € 2013 2014 34748,85 0,2813 € 7.359,70 € 7.359,70 € 6.526,53 € 138,00 € 34436,11 0,2862 € 7.421,10 € 14.780,81 € 6.526,53 € 140,76 € 695,17 € 753,81 € - 20.004,83 € 2015 2016 34126,19 0,2912 € 7.483,01 € 22.263,82 € 6.526,53 € 143,58 € 812,91 € 872,46 € - 33819,05 0,2963 € 7.545,44 € 29.809,26 € 6.526,53 € 146,45 € 18.438,11 € 2017 2018 33514,68 0,3015 € 7.608,39 € 37.417,65 € 6.526,53 € 149,38 € 932,48 € 992,97 € - 33213,05 0,3068 € 7.671,86 € 45.089,51 € 6.526,53 € 152,36 € 16.633,16 € 2019 2020 32914,13 0,3114 € 7.716,86 € 52.806,37 € 6.526,53 € 155,41 € 1.034,92 € 1.077,07 € - 32617,90 0,3160 € 7.762,12 € 60.568,48 € 6.526,53 € 158,52 € 14.605,28 € 2021 2022 32324,34 0,3208 € 7.807,64 € 68.376,12 € 6.526,53 € 161,69 € 1.119,42 € 1.161,98 € - 32033,42 0,3256 € 7.853,43 € 76.229,56 € 6.526,53 € 164,92 € 12.408,79 € 2023 2024 31745,12 0,3305 € 7.899,49 € 84.129,05 € - € 168,22 € 3.515,54 € 171,59 € 7.731,27 € 7.774,24 € 31459,41 0,3354 € 7.945,82 € 92.074,87 € - € 2025 2026 31176,28 0,3405 € 7.992,43 € 100.067,30 € - € 175,02 € 7.817,41 € 12.076,10 € 30895,69 0,3456 € 8.039,30 € 108.106,60 € 2027 2028 30617,63 0,3507 € 8.086,45 € 116.193,05 € - € 178,52 € 7.860,78 € 19.936,89 € - € 182,09 € 7.904,36 € 30342,07 0,3560 € 8.133,88 € 27.841,25 € 124.326,93 € - € 185,73 € 7.948,15 € 2029 2030 30068,99 0,3613 € 35.789,40 € 8.181,58 € 132.508,51 € - € 189,44 € 7.992,14 € 29798,37 43.781,54 € 0,3668 € 8.229,57 € 140.738,08 € - € 193,23 € 8.036,34 € 2031 2032 51.817,87 € 29530,19 0,3723 € 8.277,84 € 149.015,92 € - € 197,10 € 8.080,74 € 59.898,61 € 29264,42 0,3779 € 8.326,38 € 157.342,30 € - € 201,04 € 8.125,35 € 68.023,96 € 2033 2034 29001,04 0,3835 € 8.375,22 € 165.717,52 € - € 205,06 € 8.170,16 € 76.194,11 € 28740,03 0,3893 € 8.424,34 € 174.141,86 € - € 209,16 € 8.215,18 € 84.409,29 € 2035 2036 28481,37 0,3951 € 8.473,75 € 182.615,61 € - € 213,35 € 8.260,40 € 92.669,70 € 28225,04 0,4010 € 8.523,45 € 191.139,06 € - € 217,61 € 8.305,84 € 100.975,53 € 2037 27971,01 0,4071 € 8.573,44 € 199.712,50 € - € 221,96 € 8.351,47 € 109.327,00 € Página | 167 19.251,01 € 17.565,65 € 15.640,20 € 13.528,22 € 11.246,82 € 4.258,69 € Finalmente se presentan los ratios de rentabilidad para estas inversiones. En el cálculo se ha considerado un incremento anual del IPC del 2%, y que el rendimiento de los módulos sufre una caída lineal hasta alcanzar un rendimiento aproximado del 20% a los 25 años, tal como garantizan los fabricantes. ESCENARIO Cubierta general orientación de la instalación SUR con Inversión 100% sin financiación y sin prorroga del recorte de horas. Cubierta general orientación de la instalación SUR con Inversión 30% con financiación y sin prorroga del recorte de horas. Cubierta general orientación de la instalación SUR con Inversión 100% sin financiación y con prorroga del recorte de horas. Cubierta general orientación de la instalación SUR con Inversión 30% con financiación y con prorroga del recorte de horas. Cubierta general orientación de la instalación SUR-OESTE con Inversión 100% sin financiación y sin prorroga del recorte de horas. Cubierta general orientación de la instalación SUR-OESTE con Inversión 20% con financiación y sin prorroga del recorte de horas. Cubierta general orientación de la instalación SUR-OESTE con Inversión 100% sin financiación y con prorroga del recorte de horas. Cubierta general orientación de la instalación SUR-OESTE con Inversión 30% con financiación y con prorroga del recorte de horas. PLAZO DE RETORNO (AÑOS) VAN (€) TIR (%) 6 59.954,85 € 14,25% 5 60.230,50 € 23,76 % 10 30.982,37 € 13.76 % 8 30.741,18 € 10,58 % 7 59.758,80 € 13,58 % 6 60.060,70 € 21,88 % 9 29.144,27 € 10,00 % 11 29.408,43 € 12,69 % Como puede observarse los ratios de rentabilidad concluyen un proyecto viable. Página | 168 Resumen de medidas en fotovoltaica. ESTRATEGIA1: ESTRATEGIA 2: ESTRATEGIA 3: Intervención domiciliaria individual E Producida Inversión TIR VAN CO2 evitado kWh/año € % € Ton CO2/año Energía sobre consumo total % 3250,74 7.440,00 10,97 4.042,06 2,11 0,018 1.527.847,80 3.496.800,00 10,97 1.899.768,20 991,57 8,41 Instalación 100 kW en Polideportivo 84.467,31 160.290,00 9,45 59.131,03 54,82 0,47 Instalación 20 kW en Colegio 37.145,57 63.000,00 14,27 55.679,10 24,11 0,20 Instalación 20 kW Construcciones Malagón 33.158,81 63.000,00 14,25 59.954,85 21,52 0,18 Instalación 20 kW Coop. Labradores Almacén 33.158,81 63.000,00 14,25 59.954,85 21,52 0,18 Instalación 20 kW Coop. Labradores Pesaje 33.158,81 63.000,00 14,25 59.954,85 21,52 0,18 Instalación 20 kW Coop. Labradores Tratamiento 34.748,85 69.000,00 13,58 59.758,80 22,55 0,19 Instalación 20 kW Carpintería metálica Hergos. 33.158,81 63.000,00 14,25 59.954,85 21,52 0,18 Global Página | 169 Estrategia de implantación reguladores de flujo en cabecera. Dado que se desconoce la tipología de las redes de alumbrado, y que optar por la desconexión programada de líneas alternas en una calle produce una distorsión en la iluminación del viario, se propone como primera estrategia de implantación la instalación en cuadros de reguladores de flujo. Con este tipo de medidas se consiguen ahorros que pueden alcanzar el 55% respecto a instalaciones sin ningún tipo de medida implementada. En nuestro caso, consideraremos una reducción estimada del 30% para analizar la viabilidad de la implantación de la medida. La pedanía cuenta con cuatro líneas de alumbrado con las siguientes contrataciones en potencia: Línea de alumbrado C/ Baena. ................................................ 12 kW. Línea de alumbrado C/ Luque I. ................................................ 5 kW. Línea de alumbrado C/ Luque II. ........................................ 13,15 kW. Línea de alumbrado C/ Río. ................................................. 3.46 kW. Estimamos dos tipos de reguladores a implementar de los que se encuentran en mercado, ambos monofásicos. El primero de ellos para potencias aparentes inferiores a 6.6 kVA y el otro para 16 kVA. Casa consistorial Colegio Municipal local Pensionista Santa Ana Feria Luque Verbena Al Baena Al Luque Alumbrado Público Al Luque SN Al Rio Al Baena Al Luque Alumbrado Público Al Luque SN Al Rio Consumo Energía (kWh año) 108566 55196 248314 55675 28877 Consumo Energía (kWh año) 10902 10902 21739 21739 18004 18004 24608 24608 306 306 2095 2095 311 311 108566 55196 248314 55675 28877 Euros 2.135,41 € 4.038,78 € 3.300,31 € 4.085,69 € 450,35 € 404,13 € 111,40 € 15.360,54 € 6.325,44 € 11.116,57 € 3.350,15 € Reducción 30% Euros Energía kWh año Euros 15.360,54 € 75996 10.752,38 € 6.325,44 € 38637 4.427,81 € 11.116,57 € 38973 7.781,60 € 3.350,15 € 20214 2.345,10 € Ahorro 4.608,16 € 1.897,63 € 3.334,97 € 1.005,04 € Página | 170 Para el coste de implantación del sistema de reguladores, consideramos los tipos: Modelo ESODI-M-6 ESODI-M-16 Descripción Regulador monofásico 230 Vc.a de 6.6 kVA máx. 30A montado en armario metálico. Regulador monofásico 230 Vc.a de 16.6 kVA máx. 75A montado en armario metálico. Precio 2.098,20 3.368,50 Consideramos un precio de instalación con materiales y accesorios en 400 €, por lo que tenemos la inversión necesaria. Luego podemos concluir que los periodos de retorno de la inversión son: Al Baena Al Luque Alumbrado Público Al Luque SN Al Rio Inversión Retorno simple Emisiones CO2 evitadas € años kgCO2 3.768,50 € 0,8 21138 2.498,20 € 1,3 10747 3.768,50 € 1,1 10840 2.498,20 € 2,5 5622 Además, se incluirán interruptores crepusculares o astronómicos en su caso. Al Baena Al Luque Alumbrado Público Al Luque SN Al Rio Al Baena Al Luque Alumbrado Público Al Luque SN Al Rio Crepusculares 3% Energía kWh año Euros 105309 14.899,72 € 53540 6.135,67 € 54005 10.783,07 € 28011 3.249,65 € Consumo Energía (kWh año) 108566 55196 248314 55675 28877 Ahorro 460,82 € 189,76 € 333,50 € 100,50 € Euros 15.360,54 € 6.325,44 € 11.116,57 € 3.350,15 € Astronómicos 7% Energía kWh año Euros 100966 14.285,30 € 51332 5.882,66 € 51778 10.338,41 € 26856 3.115,64 € Ahorro 1.075,24 € 442,78 € 778,16 € 234,51 € En el caso de interruptores astronómicos, consideramos un modelo tipo ASTRO, con un coste aproximado de 489.65 €, y un coste de instalación de 120.00 €, mientras que en los crepusculares, consideramos el modelo VEGA que permite regulaciones entre 5 y 300 lux, con un coste de 69.55 €, y un coste de instalación de 80 €. Luego podemos concluir que los periodos de retorno de la inversión son: Al Baena Al Luque Alumbrado Público Al Luque SN Al Rio Astronómico Inversión Retorno simple Emisiones CO2 evitadas € años kgCO2 609,65 € 0,6 4932 609,65 € 1,4 2508 609,65 € 0,8 2529 609,65 € 2,6 1312 Inversión € 149,55 € 149,55 € 149,55 € 149,55 € Crepuscular Retorno simple años 0,3 0,8 0,4 1,5 Emisiones CO2 evitadas kgCO2 2114 1075 1084 562 Página | 171 Estrategia de sustitución de luminarias. Esta solución implicaría la sustitución de luminarias en líneas concretas, pero ha de tenerse en cuenta que de cara al uso de reguladores de flujo, es fundamental que todas las líneas a regular han de incluir luminarias de la misma tipología. En este sentido, la sustitución, como se ha incluido anteriormente, lámparas en vapor de sodio de 250 W son lumínicamente equivalentes a LED de 90 W, lo que puede produce una reducción superior al 60%. Aquí podemos diferenciar entre la instalación de lámparas LED normales, que tienen el mismo funcionamiento que las de vapor de mercurio actuales con el mismo tipo de operación, o lámparas LED con regulación del nivel de carga, lo que permitiría actuar con dos niveles y permitiría un ahorro aún mayor. Los valores de ahorro que se alcanzan con este tipo de medidas oscilan entre el 50 y el 80%, y en nuestro caso, emplearemos un valor del 60% adecuado al uso de LED normales. Al Baena Al Luque Alumbrado Público Al Luque SN Al Rio Consumo Energía (kWh año) 108566 55196 248314 55675 28877 Reducción 60% Euros Energía kWh año Euros 15.360,54 € 43426 6.144,22 € 6.325,44 € 22078 2.530,17 € 11.116,57 € 22270 4.446,63 € 3.350,15 € 11551 1.340,06 € Ahorro 9.216,32 € 3.795,26 € 6.669,94 € 2.010,09 € No contamos con datos sobre el número de luminarias y modelo concreto, por lo que no es posible realizar en este momento un estudio de viabilidad real de la medida. En cualquier caso, haremos una aproximación al número de lámparas, y por tanto, un escenario ideal de funcionamiento de la medida para analizar su viabilidad. El número de lámparas que incluye el municipio lo podemos extraer de la siguiente expresión en primera aproximación: Dónde: Calumbrado es el consumo anual en alumbrado en kWh año. Nhorasfuncionamietnoes el número de horas de funcionamiento anual del alumbrado, que consideraremos en 4.000 horas. Plam es la potencia media por lámpara, que consideraremos de vapor de mercurio y de 125 W. Nlamp es el número de lámparas instaladas. De esta forma se obtiene: En cada uno de los circuitos contamos con: Alumbrado de Calle Baena: Página | 172 Alumbrado de Calle Luque I: Alumbrado de Calle Luque II: Alumbrado de Calle Rio: Además, consideramos que las lámparas de vapor de mercurio tienen una vida media de 12.000 horas, lo que supone que tienen una vida de 3 años dado el uso de 4.000 horas anuales supuesto. Con ello, y dado que las lámparas LED tienen una vida media de 50.000 horas que supera los 10 años, podemos eliminar el coste de reposición de lámparas, por lo que el cálculo de rentabilidad de la medida será: Nº Lámparas Al Baena 217 Al Luque 111 Alumbrado Público Al Luque SN 111 Al Rio 58 Precio lámpara Reposición Ahorro energético Ahorro reposición LED actual mensual € € 400,00 € 6 9.216,32 € 5.208,00 € 400,00 € 3 3.795,26 € 2.664,00 € 400,00 € 3 6.669,94 € 2.664,00 € 400,00 € 2 2.010,09 € 1.392,00 € Inversión Retorno simple Emisiones CO2 evitadas € años kgCO2 86.800,00 € 6,0 42276 44.400,00 € 6,9 21493 44.400,00 € 4,8 21680 23.200,00 € 6,8 11245 Página | 173 Estrategia de implantación planta de cogeneración y district heating. Se plantea la realización de una planta de cogeneración mediante tecnología de gasificación de los restos de poda y hueso producidos por la Cooperativa de Labradores y Ganaderos, ubicada en las instalaciones correspondientes a la almazara de la cooperativa. Para mejorar los ratios de rentabilidad de dicha alternativa se propone además la realización de una red de distribución de calor, que permita transportar parte de la energía térmica recuperada en la planta a una zona residencial cercana con previsión de crecimiento, como es la zona Soto Henares (C/ Santa Ana), para su venta. De esta forma la planta de cogeneración permitirá aportar gran parte de la demanda térmica de esta zona residencial, mediante la utilización de un recurso renovable, así como reducir de forma importante los costes energéticos en dichas viviendas debido al menor coste energético de este suministro frente a soluciones convencionales. La planta propuesta tendría una potencia eléctrica disponible de 750 kW. Los parámetros serán los siguientes. Consumo de 2.500 toneladas de restos de poda y hueso de aceituna. Es decir un consumo de 12.000.000 kWh. Producción de unos 1.465.300 kWh/año de calor útil. Producción de unos 3.061.800 kWh de energía eléctrica. Una vez descontados los 219.000 kWh eléctricos de autoconsumo de la planta. Las necesidades de espacio para una planta de este tamaño pueden estimarse en unos 500 m2. A continuación se muestra la curva de carga anual correspondiente a la demanda conjunta de calor de la zona residencial y la propia almazara. Como puede observarse la demanda es fuertemente estacional, lo que determinará en gran medida las horas de operación de la cogeneración, que en este caso se estima será de unas 4.300 horas/año. En general con estos valores las cogeneraciones no son muy rentables, por lo que la clave de la rentabilidad en este caso está en el bajo coste del combustible biomásico utilizado. Página | 174 Curva de carga anual 14000 12000 10000 kWh 8000 6000 4000 2000 0 0 100 200 300 días Estudio económico. Pasamos a analizar la viabilidad técnico-económica de la medida propuesta. En primer lugar definimos la tipología de instalación según el RD 661/2008 para poder establecer la prima correspondiente por venta de energía. La instalación propuesta puede incluirse dentro del grupo a.1.3. Instalaciones de cogeneración que empleen como combustible principal biomasa procedente de la industria agrícola. Por tanto en el análisis económico de la medida se considerarán los siguientes parámetros: Prima por generación eléctrica de 0,1546 €/kWh, incluyendo los complementos por eficiencia y por reactiva. Dado que actualmente la cooperativa vende la mayor parte del hueso a la orujera y a explotaciones ganaderas a un precio de 0,035 €/kg, se ha supuesto este coste de oportunidad a la hora de evaluar económicamente la cogeneración. Por tanto se puede suponer un coste del combustible biomásico de 0,0071 €/kWh. Además de los ingresos por venta de energía eléctrica, se ha supuesto unos ingresos por venta de energía térmica, valorándose en 0,06 €/kWh de energía útil entregada. Valor inferior a los 0,08 €/kWh útil que se estima cuesta cada unidad de energía útil basada en combustibles convencionales, lo que supone un 25% de ahorro. A continuación se muestra gráficamente la cobertura térmica aportada por la cogeneración en base a la curva monótona de demanda térmica. Página | 175 A continuación se muestran los ratios energéticos de la instalación planteada. RATIOS COGENERACIÓN Potencia eléctrica (kW) Potencias calorífica media (kW) Rendimiento eléctrico Rendimiento térmico Horas de funcionamiento estimadas Energía eléctrica inyectada (E)(kWh/año) Consumo de biomasa para cogeneración (PCI)(kWh/año) (Q) Calor útil (kWh/año)(V) Demanda energética total (kWh/año) Déficit de energía útil (kWh/año) Consumo total de biomasa con Cogeneración (kWh) Consumo total de combustible actual (kWh) 700 385 0,26 0,42 4.374 3.061.800 11.776.154 1.465.290 1.699.008 233.718 12.009.871 1.274.256 Página | 176 En la siguiente tabla se muestran los valores económicos estimados de producción y consumo. COSTE DEL COMBUSTIBLE (€/kWh) RETRIBUCIÓN (€/kWh) Venta energía (€) Consumo total combustible con cogeneración(€) Consumo total combustible actual (€) Ingresos netos Gastos de mantenimiento (€) 0,0071 0,1546 561.368 85.270 1.385 477.483 200.000 Con estos valores el análisis de viabilidad económica arroja los siguientes resultados. INVERSIÓN (€) 2.800.000 € PLAZO DE RETORNO (AÑOS) 10,9 VAN (€) TIR (%) 285.166 € 6,3 % Respecto al objetivo de autoabastecimiento basado en renovables esta medida contribuiría en términos globales a cubrir un 25,3 % de la demanda total de los agentes privados. Estrategia de implantación generación eléctrica mediante biomasa. En este caso para mejorar la viabilidad económica de la instalación se ha optado por proponer una fórmula de venta directa a la red eléctrica del total de la energía producida en la planta, en lugar de buscar el autoconsumo. Esto se justifica por una lado por el precio primado de venta y por otro porque de esta forma se garantiza un mayor número de horas de producción anual. Además dado que no existe demanda, se realizará la producción de energía eléctrica sin aprovechamiento de calor útil. Por lo que no se trata de una cogeneración. La planta propuesta tendría una potencia eléctrica disponible de 750 kW. Los parámetros serán los siguientes. Consumo de 4.200 toneladas de restos de poda, es decir unos 17.140.000 kWh. Producción eléctrica de unos 4.200.000 kWh de energía eléctrica una vez descontado el autoconsumo eléctrico de la planta de unos 300.000 kWh. Las necesidades de espacio para una planta de este tamaño pueden estimarse en unos 500 m2. Página | 177 Estudio económico. Pasamos a analizar la viabilidad técnico-económica de la medida propuesta. En primer lugar definimos la tipología de instalación según el RD661/2008 para poder establecer la prima correspondiente por venta de energía. La instalación propuesta puede incluirse dentro del grupo b.6.2 Instalaciones de generación eléctrica que empleen como combustible principal biomasa agrícola. A continuación se muestran los ratios energéticos de la instalación planteada. RATIOS GENERACIÓN Potencia eléctrica (kW) Rendimiento eléctrico Horas de funcionamiento estimadas Energía eléctrica inyectada (E)(kWh/año) Consumo de biomasa para generación (PCI) (kWh/año) 750 0,26 6.000 4.200.000 17.140.000 En la siguiente tabla se muestran los valores económicos estimados de producción y consumo. COSTE DEL COMBUSTIBLE (€/kWh) RETRIBUCIÓN (€/kWh) Venta energía (€) Consumo total combustible (€) Ingresos netos Gastos de mantenimiento (€) 0,0071 0,1357 569.940 114.692 455.248 200.000 Página | 178 Con estos valores el análisis de viabilidad económica arroja los siguientes resultados. INVERSIÓN (€) 2.500.000 PLAZO DE RETORNO (AÑOS) 9.8 VAN (€) TIR (%) 337.942 € 6,9 % Respecto al objetivo de autoabastecimiento basado en renovables esta medida contribuiría en términos globales a cubrir un 23,5 % de la demanda total de los agentes privados. Estrategia de implantación planta valorización energética de RSU y producción de compost. Para la viabilidad de la planta es necesario que tenga una capacidad mínima para procesar al menos unas 70.000 Tn/año de residuos. Por lo que no sería viable su aplicación si el área de actuación se circunscribe exclusivamente a Albendín. Los parámetros de la planta serán los siguientes. 70.000 Tn/año de RSU. Producción de unos 8.400.000 kWh de energía eléctrica. Producción de unos 10.150.000 kWh de energía térmica. Producción de 8.400 Tn de compost. Las necesidades de espacio para una planta de este tamaño pueden estimarse en unos 500 m2. Estudio económico. Pasamos a analizar la viabilidad técnico económica de la medida propuesta. En la siguiente tabla se muestran los valores económicos estimados de producción y consumo. COSTE DEL COMBUSTIBLE (€/kWh) Venta energía eléctrica (€) Venta energía térmica (€) Gastos de operación y mantenimiento (€) Ingresos netos 0€ 1.008.000 € 456.750 € 400.000 € 1.064.000 € Página | 179 Con estos valores el análisis de viabilidad económica arroja los siguientes resultados. INVERSIÓN (€) 12.000.000 PLAZO DE RETORNO (AÑOS) 11,2 VAN (€) TIR (%) 3.006.000 € 7% Respecto al objetivo de autoabastecimiento basado en renovables esta medida contribuiría en términos globales a cubrir un 104 % de la demanda total de los agentes privados. Estrategia de implantación instalación de biomasa para calefacción consistorio y consultorio. Las instalaciones de calefacción mediante caldera de biomasa constan fundamentalmente de tres partes. Caldera para la producción de agua caliente. Acumulación de inercia. Silo de almacenamiento de la biomasa. Red de distribución de agua caliente para la calefacción. Para el dimensionado de la caldera se han estimado las demandas térmicas del edificio en base al método de lo grados día tomando como fuente de información los datos climatológicos procedentes de la estación meteorológica agronómica Baena. En base a esta información se pueden resumir los resultados obtenidos. DATOS DE PARTIDA Localización Tipo de instalación Tipo de edificio Temperatura de preparación DIMESIONADO DE LA CALDERA Tipo de caldera Albendín Caldera de biomasa (astilla de olivar) Administrativo/Sanitario 80 oC AUTOMÁTICA Tipo de combustible Astilla Potencia 20 kW Volumen de acumulación pellet 200 L Depósito de inercia 500 L Página | 180 Dimensiones del silo Dimensiones del cuarto de máquinas Enterrado de 1 m3 para autonomía de un mes. 2,5 m x 3 m aprox. Consumo anual Demanda energética anual 14.482 kWh Consumo de combustible 4.200 kg Ahorro anual estimado 722 €/año Consumo de combustible 4.200 kg, es decir 17.068 kWh. Estudio económico. Pasamos a analizar la viabilidad técnico-económica de la medida propuesta. Para ello tendremos que calcular los ahorros como la diferencia entre el coste actual correspondiente a la sistema actual basado en una solución mixta, bomba de calor/radiadores eléctricos. Y el que supondrá en un futuro el consumo de biomasa. COSTE DEL COMBUSTIBLE (€/kWh) Coste actual en energía eléctrica (€) Coste futuro en combustible (€) Ahorros netos 0,029 € 1.216 € 494 € 722 € Con estos valores el análisis de viabilidad económica arroja los siguientes resultados. INVERSIÓN (€) 24.000 PLAZO DE RETORNO (AÑOS) 33 VAN (€) TIR (%) -15.972 - Página | 181 Puede comprobarse que esta inversión no se justifica desde el punto de vista económico. Las claves que hacen esta inversión inviable son las siguientes. Necesidad de sustituir todo el sistema de calefacción incorporando radiadores, lo que supone una sobreinversión que no se justificará por los ahorros. El actual sistema de calefacción basado en bomba de calor es muy competitivo desde el punto de vista económico, debido al COP, es decir al rendimiento energético, del orden de 2,5 como mínimo. Estrategia de implantación instalación de biomasa para calefacción en colegio. Para el dimensionado de la caldera se han estimado las demandas térmicas del edificio en base a los consumos de gasóleo facilitados por los responsables del mismo durante la visita a sus instalaciones. En base a esta información se pueden resumir los resultados obtenidos. DATOS DE PARTIDA Localización Tipo de instalación Tipo de edificio Temperatura de preparación DIMESIONADO DE LA CALDERA Tipo de caldera Tipo de combustible Potencia Volumen de acumulación pellet Albendín Caldera de biomasa (astilla de olivar) Colegio 80 oC AUTOMÁTICA Astilla 100 kW 300 L Depósito de inercia 2.000 L Dimensiones del silo Enterrado de 4,5 m3 para autonomía de un mes. Dimensiones del cuarto de máquinas 2,5 m x 4 m aprox. Página | 182 Consumo anual Demanda energética anual 35.000 kWh Consumo de combustible 8.000 kg Ahorro anual estimado 1.160 €/año Consumo de combustible 8.000 kg, es decir 17.068 kWh. Estudio económico. Pasamos a analizar la viabilidad técnico-económica de la medida propuesta. COSTE DEL COMBUSTIBLE (€/kWh) Coste actual en gasóleo (€) Coste futuro en combustible (€) Ahorros netos 0,029 € 2.275 € 1.015 € 1.160 € Con estos valores el análisis de viabilidad económica arroja los siguientes resultados. INVERSIÓN (€) 35.500 PLAZO DE RETORNO (AÑOS) 30 VAN (€) TIR (%) -22.602 - Puede comprobarse que esta inversión no se justifica desde el punto de vista económico. Las claves que hacen esta inversión inviable son las siguientes. Reducido número de horas anuales del sistema de calefacción lo que hace elevado el plazo de retorno de la inversión inicial. Estrategia de implantación instalación de aprovechamiento energético del río Guadajoz. La planta propuesta tendría una potencia térmica de 500 kW, que podría dar cobertura a unas cincuenta viviendas del municipio. Los parámetros serán los siguientes. Consumo de electricidad 154.200 kWh. Producción de unos 793.200 kWh/año de calor útil. Ahorros anuales comprando con combustible fósiles de 29.800 €. Con estos valores el análisis de viabilidad económica arroja los siguientes resultados. Página | 183 En este caso la energía extraída a recurso hídrico puede estimarse en 661.000 kWh, es decir un 3,7 % del consumo de los entes privados. Estudio económico. Pasamos a analizar la viabilidad técnico económica de la medida propuesta. INVERSIÓN (€) 240.000 PLAZO DE RETORNO (AÑOS) 8 VAN (€) TIR (%) 91.327 9 Estrategia de implantación de un plan de actuación Integral. En este caso lo que se plantea es una actuación integral dirigido a los particulares que abarque desde la sensibilización en materia de eficiencia y ahorro energético hasta la creación de una estructura que facilite y articule actuaciones en materia energética y energías renovables. En este sentido se trata de fomentar la implementación de al menos las siguientes medidas dirigidas a las viviendas particulares, asociaciones de vecinos, y demás entes que agrupen a grupos de ciudadanos. Campañas sensibilizadoras de buenas prácticas energéticas. Instalaciones solares térmicas. Implantación de estufas de astillas. Sustitución de ventanas por ventanas con doble acristalamiento. Incorporación de medidas pasivas (toldos, etc.). Medidas en alumbrado interior (fluorescentes compactas, led). Gestión conjunta de la contratación de los suministros energéticos. Si se quiere garantizar cierto grado de éxito en esta actuación, teniendo en cuenta el carácter disperso del público objetivo, será necesario organizar eventos que permitan por un lado crear un ambiente de sensibilización y acercamiento de la población en general a este tipo de actuaciones, que evidencie las ventajas ambientales y económicas de apostar por un modelo energético municipal que potencie la implantación de sistemas basados en energías renovables y ahorro y eficiencia energética. Incidiendo tanto en los beneficios particulares como en los beneficios generales (creación de empleo y desarrollo económico.) Por otro lado será fundamental llevar al conocimiento general las múltiples herramientas existentes (incentivos, líneas de financiación, etc.) habilitadas por las administraciones para el fomento de estas iniciativas. También será importante la creación de un ente dinamizador que por un lado trabaje marcándose objetivos de grados de implantación de estas medidas, así como facilite el acceso de los particulares a información referente a las tecnologías disponibles (características de las mismas, beneficios técnico-económicos-ambientales, proveedores, etc), así como a las líneas Página | 184 de incentivos existentes. Será también labor de este ente la realización de un seguimiento del grado de cumplimiento de los objetivos que se marquen. Estudio económico. Para una vivienda ubicada en Albendín puede estimarse que los consumos energéticos se reparten de la siguiente forma. DESGLOSE ENERGÉTICO EN VIVIENDAS 33% 67% CONSUMOS ELÉCTRICOS kWh/año CONSUMOS TÉRMICOS kWh/año Suponiendo un grado de implantación que alcance al 25% de las viviendas. Se pueden estimar los siguientes resultados para cada una de las medidas planteadas, suponiendo un horizonte temporal de 15 años, salvo para la sustitución de ventanas para la que se han supuesto 25 años. MEDIDA SOLAR TÉRMICA ESTUFAS DE ASTILLA DOBLE ACRISTALAMIENTO ALUMBRADO INTERIOR TOTAL AHORRO DE ENERGÍA ANUAL (kWh) 162.750 0 320.298 55.125 538.173 GRADO DE AUTOABASTECIMIENTO (%) 0,91% 11,41% 1,80% 0,31% 18,34% Página | 185 A continuación se muestran los niveles de inversión estimados para cada instalación. MEDIDA SOLAR TÉRMICA ESTUFAS DE ASTILLA DOBLE ACRISTALAMIENTO ALUMBRADO INTERIOR TOTAL INVERSIÓN ESTIMADA 131.250 € 126.000 € 501.900 € 12.285 € 771.435 € Y finalmente el análisis de rentabilidad. MEDIDA SOLAR TÉRMICA ESTUFAS DE PELLET DOBLE ACRISTALAMIENTO ALUMBRADO INTERIOR TOTAL PLAZO DE RETORNO (AÑOS) 10,08 6,20 19,59 VAN (€) TIR (%) 12.297,29 € 98.211,61 € -104.688,92 € 6% 15% 3% 1,86 60.646,29 € 55% 11,76 245.397,02 € 4% Respecto al objetivo de autoabastecimiento basado en renovables esta medida contribuiría en términos globales a cubrir un 18,34 % de la demanda total de los agentes privados. Estrategia de implantación de un plan de sensibilización. Formar parte de un municipio sostenible va más allá de las implicaciones tecnológicas del proyecto, como se ha venido justificando desde el inicio del presente estudio, este concepto de sostenibilidad engloba criterios medioambientales y ecológicos, que han sido intervenidos con la batería de propuestas expresadas hasta aquí, pero tiene una clara implicación social que no se puede dejar al margen. La situación de crisis global que estamos viviendo, agravada en el caso de España por una tasa de desempleo por encima de la media europea hace necesaria la activación de un nuevo modelo productivo, y desde diferentes escenarios se apunta que la reforma del sector energético ha de ser uno de los pilares en los que se apoye el país para salir de esta situación. Un marco geopolítico marcado por tensiones que hacen oscilar los mercados de materias primas hace aún más necesario el apostar por tecnologías que permitan un desarrollo local, y un autoabastecimiento de los municipios. Del análisis de los datos demográficos y de empleo de esta pedanía, se puede observar como uno de los sectores poblacionales que más está sufriendo esta crisis es el tramo de población con educación intermedia, lo que proporciona una base interesante para el desarrollo del presente proyecto. Entendemos que la concienciación de la población es algo fundamental para el correcto desarrollo de esta iniciativa, por lo que en este ámbito se plantean las siguientes medidas de actuación: Página | 186 Jornadas de presentación de energías alternativas en el ámbito escolar: se pretende acercar las nuevas tecnologías de generación energética a los centros de enseñanza, ya que es el caldo de cultivo adecuado para acercarse a la población. Se pretende el desarrollo de una semana temática donde los centros educativos sirvan de foco de presentación de estas iniciativas. Se plantean jornadas abiertas para que el resto de la población se aproxime a este modelo. Cursos de formación ocupacional: preparación de personal en la pedanía para el desarrollo de las iniciativas energéticas propuestas. Dado que existe una bolsa de personas con formación intermedia y actualmente en desempleo, entendemos que es un perfil poblacional adecuado para el desarrollo de esta actividad, y que se podría desarrollar en el marco de la formación profesional ocupacional. Feria de la sostenibilidad en el municipio y concursos de iniciación: Entendemos que otra forma de potenciar el proyecto y la sensibilización a este respecto sería la creación de una feria de la sostenibilidad en la que invitar a empresas implicadas en este ámbito, así como fabricantes y ponentes. La organización de concursos a nivel local con la presentación de iniciativas escolares en este ámbito sería otro punto de apoyo al desarrollo pretendido en la pedanía. Estas medidas no son valorables económicamente del mismo modo que las propuestas anteriores, ahora bien, entendemos que juegan un papel fundamental para la implantación del modelo de sostenibilidad. Página | 187 6.2. Tareas a nivel político y de comunicación. 6.2.1. Desarrollo de los aspectos sociales. Existe una abundante bibliografía sobre desarrollo local en los últimos años, y en ella se destaca una creciente vinculación entre dicho desarrollo y la participación de actores locales públicos y/o privados con voluntad y capacidad para implicar y dinamizar la sociedad. De ellos surge la semilla que potencia la aparición de iniciativas innovadoras en el municipio, lo cual representa un caldo de cultivo fundamental en el momento de crisis actual en que nos hayamos inmersos. Esta visión actual del desarrollo local se opone a la tradicional que explica la organización y el dinamismo de los territorios mediante el impacto de procesos estructurados o decisiones individuales aisladas, en la que la participación social no se induce sino que se reclama su participación como meras piezas de un proceso ya decidido y sobre el cual no tiene influencia. El concepto de ciudad inteligente, o sostenible no es más que una expresión de esa capacidad potencial que presentan los actores locales presentes para movilizar los recursos específicos del lugar, mejorar su inserción y ofrecer respuestas diferentes ante los problemas que la actualidad nos expone. Dentro de la tipología de actores sociales que estamos introduciendo podemos diferenciar: Actores de carácter político: la política municipal, en el tipo de municipios pequeños a que va encaminada esta actuación apuesta por el contacto continuado de los representantes con los vecinos, por lo que, aun en el momento actual en que la visión de la clase política por parte de la ciudadanía no presenta uno de sus mejores momentos, a nivel local esta situación es diferente ya que los ayuntamientos son cercanos a la población. Actores económicos: las empresas y asociaciones empresariales son otro núcleo fundamental de generación de opinión y confianza entre los ciudadanos. Actores de la sociedad civil: asociaciones ciudadanas como las de vecinos o hermandades que representan un punto de reunión y por tanto, un lugar de comunicación y transferencia de iniciativas. Actores relacionados con la generación, gestión y difusión del conocimiento: instituciones educativas, centros tecnológicos y medios de comunicación son puntos fundamentales en la activación social del municipio. Este conjunto de actores han de abogar por la puesta en valor de los recursos con que cuenta la localidad, sean del tipo que sean, y que constituyen su capital territorial propio. Cobra especial importancia la capacidad de generar y movilizar los recursos que, construidos socialmente, no se encuentran en el resto de localidades, y que por tanto, sirven como diferenciadores y señas de identidad del territorio difícilmente imitables o sustituibles, lo que redundará en un mayor arraigo de la empresa en ese territorio. En el caso de Albendín, se trata de una pedanía de Baena, por lo que la participación ciudadana en su desarrollo es algo intrínseco a la localidad. Al ser una pedanía, no cuenta con Página | 188 órganos de gobierno independientes, sino con Teniente de que expresa las necesidades de sus vecinos ante un organismo superior que vela por los intereses de más núcleos de población. De las visitas realizadas a la pedanía y el contacto con sus habitantes se detecta que existe un contacto fluido entre los vecinos y su representante, lo que previsiblemente permitirá una mayor fluidez a la hora de comunicar las iniciativas y propuestas de actuación que se deriven del presente estudio. Los municipios andaluces se encuentran en la actualidad ante una serie de retos desde el punto de vista del desarrollo que tratan de avanzar en la competitividad económica y capacidad para generar empleo estable, y apuestan por un mayor esfuerzo en la innovación que posicione a la localidad en la sociedad del conocimiento en que nos hayamos inmersos. Ahora bien, ese marco de creciente competitividad unido a la situación de crisis actual está propiciando una dificultad en las condiciones de bienestar de la población. Se hace por tanto necesario avanzar en esta dirección incrementando la participación ciudadana y la implicación de los agentes sociales en la definición de un proyecto de municipio compartido, de forma que la meta que se establezca sea un objetivo común y buscado por todos. En este momento se hace fundamental evaluar la situación actual del municipio y su evolución pasada a fin de determinar índices que permitan la caracterización del mismo y el seguimiento de las iniciativas que se planteen. Dadas las dimensiones del municipio, no existen datos estadísticos independientes de la pedanía, por lo que el procedimiento que se seguirá a la hora de determinar los siguientes indicadores será una interpolación según los datos de población de Albendín respecto al municipio que lo engloba, Baena. Indicadores de desarrollo urbano. Estructura y dinámica demográfica Al ser la población un elemento central en el desarrollo urbano, por ser responsable del funcionamiento y construcción del territorio, al tiempo que objetivo de dicho desarrollo en lo que se refiere a las condiciones de vida que se buscan con él, es fundamental un correcto diagnóstico de la situación demográfica del municipio. De esta forma, empezaremos analizando la pirámide poblacional del territorio y su evolución en los últimos años, ya que la forma en que esta evolución se produce puede requerir la introducción de nuevos servicios que cubran las necesidades de la población. Aunque tradicionalmente se ha venido desarrollando un movimiento desde los ambientes rurales a las ciudades, la ubicación del municipio objeto de estudio, por englobarse en un marco singular, ofrece una serie de ventajas que han venido atrayendo nuevos residentes por la calidad de vida que se obtiene. Como se ha comentado, comenzaremos con el análisis global de Baena para a posteriori, en caso de observarse alguna característica particular que diferencie a la pedanía de Albendín, realizar alguna particularización de los datos encontrados. Página | 189 Evolución anual de la población. Fuente: Instituto Andaluz de Estadística. Tasa anual de crecimiento. Fuente: Instituto Andaluz de Estadística. Se observa como la tasa global de crecimiento de la localidad fluctúa frente a la global de la provincia, mostrando pendientes y picos más acusados que la general. Con respecto a la provincia de Córdoba, se observa que el crecimiento en los últimos 9 años ha sido positivo, con las mismas tendencias en Baena salvo un pico acusado al inicio de la crisis donde se observa un decrecimiento acusado, y un repunte posterior que será analizado al valorar la actividad económica del municipio. En Albendín, se vienen observando tasas de decrecimiento de la población típicas de este tipo de localidades, y un cambio de tendencia al inicio de la crisis. Página | 190 En cuanto a la estructura de la población y su evolución en los últimos años, a continuación se observa la pirámide de población en 2010. Pirámide poblacional. Baena. Fuente: Instituto Nacional de Estadística. Se comprueba que la estructura de la pirámide coincide aproximadamente con la global de la provincia y la comunidad. Pirámide poblacional. Córdoba y Andalucía Fuente: Instituto Andaluz de Estadística. La evolución de esa pirámide poblacional en los últimos años puede observarse en la siguiente gráfica, donde se observa el decrecimiento de la población por debajo de los 30 años, una estabilización uniforme entre los 30 y los 45 años, y un crecimiento por encima de esa edad. Estas curvas son características del envejecimiento de la población en el municipio consecuencia de la migración a otras zonas con mayores perspectivas de desarrollo y la Página | 191 búsqueda de un nuevo domicilio familiar. Se observa un repunte al final del periodo de bonanza como consecuencia del desarrollo de nuevas actividades en el municipio, pero un retorno a la senda anterior con el inicio de la crisis. Evolución de la pirámide poblacional en Baena. Fuente: Instituto Andaluz de Estadística. Página | 192 En cuanto a las dinámicas demográficas, el crecimiento vegetativo de la localidad se puede observar en la siguiente gráfica. Crecimiento Vegetativo en Baena. Fuente: Elaboración propia a partir de los datos extraídos del Instituto Andaluz de Estadística. En ningún caso dicho crecimiento supera el 1%, por lo que se considera bajo, pero se trata de un nivel característico en Europa. En cuanto al nivel de inmigrantes venidos al municipio: Flujos migratorios. Fuente: Elaboración propia a partir de los datos extraídos del Instituto Andaluz de Estadística. Se observa la misma tendencia del resto de Andalucía, una fuerte entrada de inmigrantes extranjeros, acompañada en los últimos años por un inicio de salida de los mismos al exterior. Los flujos interiores no están compensados, observándose una salida de población en los años Página | 193 anteriores a la crisis superior a la entrada lo que explica el decrecimiento poblacional en el periodo en busca de trabajo abundante en otras zonas. En este periodo de crisis global, se ha reducido el número de emigrantes, al tiempo que se incrementan los inmigrantes interiores asociado al regreso a casa. Faltaría por determinar las características de los hogares del municipio como último paso de caracterización de la estructura y dinámica demográfica. Hogares según su estructura (2001). Fuente: Elaboración propia a partir de los datos extraídos del Instituto Andaluz de Estadística. Según estos datos se obtiene un hogar medio en Albendín de 3.16 personas, lo que redondearemos a 3. Página | 194 Actividad económica, competitividad y empleo. Un primer indicador asociado a la calidad de vida surge del análisis de la implantación y mantenimiento de actividades económicas que permitan la generación de empleo, por lo que es fundamental analizar el volumen de empresas del municipio y su evolución en el tiempo. Al mismo tiempo, una estructura de la actividad económica diversificada permitiría afrontar crisis sectoriales desde una mejor posición, puesto que la economía local permitiría asumir ese fenómeno desviando la atención hacia otros sectores. Desde este punto de vista, también carecemos de datos en lo que se refiere a Albendín, con lo que analizaremos la estructura de Baena como municipio que engloba esta pedanía. Este municipio presenta las siguientes características en cuanto al número y estructura de sus empresas: División 0 - Agricultura, ganadería, caza, silvicultura y pesca División 1 - Energía y agua División 2 - Extracción y transformación de minerales no energéticos y productos derivados. Industria química División 3 - Industrias transformadoras de los metales. Mecánica de precisión División 4 - Otras industrias manufactureras División 5 - Construcción División 6 - Comercio, restaurantes y hospedaje. Reparaciones División 7 - Transporte y comunicaciones División 8 - Instituciones financieras, seguros, servicios prestados a las empresas y alquileres División 9 - Otros servicios Número de empresas según su actividad IAE. Fuente: Elaboración propia a partir de los datos extraídos del Instituto Andaluz de Estadística. Se Observa un elevado número de empresas dedicadas al comercio, restauración y hospedaje, con una punta en el número de las mismas en el periodo de bonanza económica y un posterior desplome de la actividad hasta llegar a la senda aproximadamente constante en plena crisis. También se observa el claro repunte de la actividad de la construcción que se ha venido desarrollando en el país como consecuencia del crecimiento del sector inmobiliario en época de bonanza, y la posterior caída de dicha tendencia con el inicio de la crisis del sector. Además, esas empresas se estructuran, según el número de trabajadores en: Página | 195 Número de empresas según su número de trabajadores. Fuente: Elaboración propia a partir de los datos extraídos del Instituto Andaluz de Estadística. Atendiendo a las formas jurídicas, podemos clasificar las empresas en: Caracterización de empresas según su forma jurídica. Fuente: Instituto Andaluz de Estadística. Una vez caracterizado el tejido empresarial de la localidad, el siguiente paso sería analizar el mercado de trabajo con que cuenta el municipio. Las características de este mercado permiten conocer la capacidad de los sistemas productivos para autoabastecerse y competir en el exterior, y de esta forma, generar empleo estable, cualificado y bien remunerado, lo que a la postre representa la principal fuente de ingresos de la población y por tanto, determina la capacidad de adquirir bienes y servicios. Es por ello que un mercado laboral sano implica un mayor dinamismo económico en el municipio. Página | 196 Para llevar a cabo este análisis, se estudiará la evolución de la proporción de personas desempleadas, la evolución de la contratación, la estructura de la misma según la ocupación y nivel formativo, y la separación de la misma según sexos. Otro aspecto interesante a tener en cuenta es la duración de los contratos formalizados, y la transformación en indefinidos, pues fomenta la estabilidad familiar. En este último punto, no contamos con información suficiente para determinar la duración de los contratos, por lo que no podremos incluirlo en el informe. Tasa de paro interanual. Fuente: Elaboración propia a partir de los datos extraídos del Servicio Andaluz de Empleo. Observato rio Argos. E Instituto Nacional de Estadística. Evolución de la tasa de paro anual. Elaboración propia a partir de los datos extraídos del Servicio Andaluz de Empleo. Observ atorio Argos. E Instituto Nacional de Estadística. Se observa como la situación de crisis está provocando un aumento de la tasa de desempleo en la población, al tiempo que la de agrarios eventuales va disminuyendo manteniendo la tasa de desempleo total entorno al 23,5%. Página | 197 La distribución de personas desempleadas por edades y sexo: Evolución del número de desempleados interanual por edades y sexo. Elaboración propia a partir de los datos extraídos del servicio Andaluz de Empleo. Observatorio Argos. Página | 198 Se observa la estacionalidad propia del desempleo en lugares dependientes de la agricultura en cuanto a la creación de puestos de trabajo, sobre todo en los grupos de menor edad, De esta manera, desde principios de invierno a principios de verano, se observan las puntas en contratación, dependientes de los trabajos asociados al olivar que son predominantes en la zona. Evolución del número de desempleados anual por edades y sexo. Elaboración propia a partir de los datos extraídos del Servicio Andaluz de Empleo. Observatorio Argos. Página | 199 Si ahora introducimos el perfil de los demandantes de empleo por sectores; tenemos: Evolución del número de desempleados interanual por sectores. Elaboración propia a partir de los datos extraídos del Servicio Andaluz de Empleo. Observatorio Argos. Se puede comprobar cómo la crisis del sector de la construcción ha venido afectando en los últimos años, y como el sector servicios se ha visto arrastrado por esa situación de crisis que no ha favorecido el consumo, sino más bien lo contrario. Si nos fijamos en el número de desempleados por duración del periodo de desempleo, tenemos: Evolución anual del número de desempleados interanual por duración del desempleo. Elaboración propia a partir de los datos extraídos del Servicio Andaluz de Empleo. Observatorio Argos. Si analizamos la evolución interanual en la evolución del número de desempleados por duración de desempleo en el último año, se observa una curva propia de localidades Página | 200 dependientes de actividades estacionales, donde el número de desempleados desciende al inicio de la campaña, primero se ve un crecimiento acusado de los de corta duración al finalizar la campaña (en este caso es olivar y la campaña va de octubre a febrero), y un prolongamiento del tiempo de desempleo pasando a otros grupos hasta que se inicia de nuevo la campaña y descienden todos los grupos. En cualquier caso, existe una tendencia alcista en todos los grupos asociada a la situación de crisis en que nos hayamos inmersos. Evolución interanual del número de desempleados interanual por duración del desempleo. Elaboración propia a partir de los datos extraídos del Servicio Andaluz de Empleo. Observatorio Argos. A continuación se muestra el número de desempleados según su nivel de estudios, y puede apreciarse como el grupo que más acusa la situación de desempleo es el de estudios secundarios. Esto puede asociarse a que aun siendo un perfil con preparación media, y por tanto, demandante de un salario superior, no cuenta con formación específica en muchos casos para una actividad básica como es la que está soportando la economía actual, es por ello que este grupo es el que más sufre la situación y un punto objetivo del presente estudio. Evolución del número de desempleados interanual por nivel de estudios. Elaboración propia a partir de los datos extraídos del Servicio Andaluz de Empleo. Observatorio Argos. Página | 201 Evolución del número de contratos interanual: Número de contrataciones totales interanual. Elaboración propia a partir de los datos extraídos del Servicio Andaluz de Empleo. Observatorio Argos. Como ya se había comentado anteriormente, la estacionalidad agraria se ve fielmente representada en la curva interanual, dando mayor relevancia al número de contratos en los periodos típicos de desarrollo de las labores del olivar. Número de contrataciones totales anuales. Elaboración propia a partir de los datos extraídos del Servicio Andaluz de Empleo. Observatorio Argos. Página | 202 Si analizamos los datos de contratación por sectores, tenemos: Número de contrataciones interanuales por sectores. Elaboración propia a partir de los datos extraídos del Servicio Andaluz de Empleo. Observatorio Argos. Número de contrataciones anuales por sectores. Elaboración propia a partir de los datos extraídos del Servicio Andaluz de Emp leo. Observatorio Argos. Se observa como efectivamente, son la agricultura y ganadería las actividades que están movilizando la comunidad, lo que hace especialmente sensibles a la estacionalidad los niveles de desempleo de la localidad. En cualquier caso, se observa un repunte en la contratación en los últimos años, y del análisis estadístico se determina que la práctica mayoría de ellos, por encima del 99% son temporales para cubrir la necesidad puntual de producción, lo que puede comprobarse en las siguientes curvas. Página | 203 Número de contrataciones interanuales por tramo de edad y sexo. Elaboración propia a partir de los datos extraídos del Servicio Andaluz de Empleo. Observatorio Argos. Página | 204 Número de contrataciones anuales por tramo de edad y sexo. Elaboración propia a partir de los datos extraídos del Servicio Andaluz de Empleo. Observatorio Argos. Página | 205 Número de contrataciones anuales según nivel académico. Elaboración propia a partir de los datos extraídos del Servicio Andal uz de Empleo. Observatorio Argos. Bienestar y cohesión social. Como último punto a considerar en este campo, las condiciones de vida de los habitantes del municipio son otro componente esencial para identificar el grado de desarrollo del mismo, Generalmente, en ciudades que presentan un mayor nivel de desarrollo, elementos como los relacionados con la educación, la salud, la vivienda, la cultura, el ocio y la seguridad ciudadana, suelen presentar una mayor densidad frente a otras áreas más desfavorecidas. Es por ello que no es suficiente el potencial económico de las ciudades, puesto que no va de la mano de las condiciones de bienestar social de sus ciudadanos, son los niveles de redistribución y eficacia de las políticas públicas aplicadas en esta dirección los que favorecen la promoción de la sociedad. En este campo, el nivel de ingresos y su distribución es un elemento a tener en cuenta, por lo que a continuación se presentan el número de declaraciones e importe medio de las mismas en los últimos años. Número de declaraciones y renta media por declarante anual. Fuente: Elaboración propia a partir de los datos extraídos del Instituto Andaluz de Estadística. En cuanto al perfil educativo del municipio, solo contamos con datos de 2001, donde la distribución de la población según el nivel educativo se muestra a continuación: Página | 206 Analfabetos Sin estudios Primer Grado ESO, EGB, Bach. Elemental Bachillerato Superior FP Grado Medio FP Grado Superior Diplomatura Distribución de la población por nivel educativo (2001). Fuente: Elaboración propia a partir de los datos extraídos del Insti tuto Andaluz de Estadística. En cuanto al número de centros de atención primaria, la pedanía cuenta con un consultorio local, así como con una farmacia. También cuenta con un teatro y comedor para el desarrollo de actividades en la pedanía. En cuanto a infraestructuras de comunicación e Internet, la evolución en las líneas de RDSI y ADSL en servicio en Baena es el que se muestra en la siguiente curva. Estos datos son difícilmente extrapolables a Albendín, pero en primera aproximación, se podría establecer una relación porcentual teniendo en cuenta la proporción de la población municipal que habita la pedanía, por lo que aunque en número no sea representativa la curva, si lo será en tendencia aproximada. Infraestructuras de comunicación. Fuente: Elaboración propia a partir de los datos extraídos del Instituto Andaluz de Estadís tica. Esto demuestra el crecimiento exponencial de las líneas de banda ancha para la conexión a internet fruto del periodo de bonanza económica, en el periodo de crisis una reducción moderada de las mismas y una vuelta a la senda de crecimiento anterior en el último año. Página | 207 Particularización de los datos. En principio, los parámetros analizados desde el punto de vista sociológico responden perfectamente a la tendencia de municipios que basan su actividad en la agricultura, y aunque han contado con focos emergentes en otros sectores en los momentos de bonanza económica, retornan a la actividad que ha sustentado históricamente el municipio. Es por ello que entendemos suficiente este análisis sin necesidad de un estudio más detallado de la pedanía, ya que las curvas que se puedan obtener, aunque difieran en valores cuantitativos, no es previsible que modifiquen cualitativamente el comportamiento de la misma. En cuanto a los medios de comunicación presentes en el municipio y la pedanía, la única empresa dedicada a tal efecto y presente en Albendín es Cancionero Televisión, a través de su canal de televisión TDT, de la radio a través de la Cadena Ser en el dial 104.5 y un periódico de difusión mensual de la misma empresa Cancionero. Por su parte, existen iniciativas municipales ya que el Ayuntamiento edita dos revistas a lo largo del año, una monográfica de Semana Santa en el mes de Abril y otra monográfica de la Feria Real en el mes de Agosto. Por otra parte, el Ayuntamiento de Baena lanza trimestralmente una revista conocida como INFORMA en la que se da cuenta e información acerca de las actuaciones municipales. En cuanto a las asociaciones existentes de cara a identificar los actores sociales influyentes del municipio, podemos hacer una agrupación según su ámbito de interés: 1. Religiosas Hermandad de N.P. Jesús Nazareno de Albendín, que cuenta con Casa hermandad propia y contacto: Antonio Ramírez (639 881 041) Hermandad de Mª Santísima de Albendín, que cuenta también con Casa hermandad propia y contacto: Manuel Porcuna (626786808) Hermandad del Santo Sepulcro, también con Casa hermandad propia y contacto: Emilio Calvo (626 788 321) Hermandad de Cristo Resucitado, cuyo contacto es Francisco José Molina (669 609 102) Hermandad de la Virgen de los Dolores y su contacto: Juan Francisco Moreno (676 340 514) Hermandad de la Virgen de Fátima con persona de contacto: Francisco Manuel Hinojosa (636 099 152) Hermandad de Jesús del Huerto con contacto: Julio Lozano (659 833 426) Hermandad de la Borriquita con contacto: David Díaz Flores (655 861 191) 2. Culturales Asociación Cultural Amigos del Patrimonio Rural de Albendín cuyo contacto es Josefina Mellado Pomares (690 783 966) Asociación de mujeres ALMURE, Josefina Mellado Pomares (690 783 966) Asociación de Madres y Padres de Alumnos Angel Mayoral, con contacto: Antonio Ramírez (639 881 041) Página | 208 3. Deportivas Sociedad de Cazadores de Albendín. Contacto: José Antonio Álvarez (639 933 167) Club de Pesca Alnaura. Contacto: Manuel Álvarez (620 011 312) Club Deportivo Albendín. Contacto: José Márquez (669 645 815) Peña Caballista de Albendín. Contacto: Antonio Malagón (620 268 534) Club náutico de Albendín. Contacto: Francisco Malagón (608 549 320) Desde el punto de vista político y sindical, pese a la concurrencia de varios partidos políticos, la pedanía cuenta con las siguientes agrupaciones propias locales: Asamblea Local de Izquierda Unida los Verdes convocatoria por Andalucía, con sede en la Calle Sol nº 18 y persona de contacto: Manuel Germán Dorado (660 918 450) Agrupación Local del PSOE-A de Albendín, con sede en Calle Nueva no 25 y persona de contacto: José Calvo Pavón (686 997 967) Como herramientas virtuales a tener en cuenta de cara a la difusión de iniciativas, además de la página web oficial del Ayuntamiento www.baena.es en la cual se encuentra el apartado dedicado a Albendín se conocen otra página web que presta información global y detallada de Albendín y desde la cual se pueden acceder a otras páginas relacionadas con el pueblo: www.albendin.com 6.2.2. Desarrollo de los aspectos medioambientales. Se parte de una identificación de los aspectos ambientales más relevantes en relación a la sostenibilidad energética, para después realizar una descripción y valoración (cuantificación) de los mismos. Ubicación1 del entorno. Marco Territorial. Este estudio se centra en el municipio cordobés de Albendín, pedanía de Baena, situado al Sureste de la provincia de Córdoba limítrofe en su extremo oriental con la provincia de Jaén. Baena se encuentra situada a unos 60 km de la capital cordobesa, entre la campiña y las subbéticas. Pertenece a la mancomunidad de municipios del Guadajoz y de la Campiña Este. Se trata de un punto estratégico entre la ruta que une las ciudades de Córdoba y Granada, discurriendo la carretera N-432 por este municipio que une las ciudades de Badajoz y Granada, formando parte de la afamada Ruta del Califato. Su término municipal, con 20.8622 habitantes, tiene una extensión de 360,6 km2 (36.060 has). El 97,2 % de esta población se concentra en el núcleo principal, mientras que el resto se localiza en el segundo núcleo poblacional, el de Albendín, que se encuentra a 11 km. de Baena. 1 Fuente: Plan de Acción de Baena. Programa de Sostenibilidad Ambiental. Ciudad 21. Ayuntamiento de Baena. 2010 Fuente: Instituto Andaluz de Estadística. Censo año 2010. 2 Página | 209 El núcleo urbano se sitúa a unos 405 m, la ciudad se encuentra ubicada en un cerro y se extiende a través de sus laderas, destacando el blanco de las casas entre los cerros de olivar que la rodean. En el municipio de Baena destacan dos núcleos urbanos el de Baena y el de Albendín, existiendo otros núcleos residenciales de viviendas unifamiliares como el Zambudio. Las principales carreteras son la N-432, que une Córdoba y Granada, circunvalando ésta el municipio de Baena y uniéndola con las poblaciones de Castro del Río y Alcaudete y la A-305 Baena-Valenzuela, que une Baena con Albendín. SITUACIÓN GEOGRÁFICA DE BAENA Fuente: Elaboración propia Página | 210 Fuente: “Energías Alternativas: Un futuro para el mundo rural. Situación del ámbito del Guadajoz y Campiña Este Cordobesa ”. Asistencia Técnica Clave S.L. Diciembre 2008 Página | 211 UBICACIÓN DE ALBENDÍN Fuente: Elaboración propia. MAPA TOPOGRÁFICO. Fuente: Elaboración propia a partir de datos facilitados Ayto. Baena Página | 212 ORTOFOTOGRAFÍA ALBENDÍN Fuente: Elaboración propia a partir de información de Consejería de Medio Ambiente El actual planeamiento que regula el desarrollo urbanístico de Baena es el Plan General de Ordenación Urbana de Baena publicado en BOJA el 2 de agosto de 2003. Página | 213 Las categorías de suelo que se describen en dicho planeamiento son: TABLA 1. CATEGORÍAS DE SUELO DEL ACTUAL PGOU DE BAENA CALIFICACIÓN DEL SUELO CATEGORÍAS Suelo urbano Consolidado No consolidado Suelo no urbanizable Suelo no urbanizable protegido: SNU espacios de valor ecológico SNU espacios de valor agroambiental SNU espacios con fragilidad ambiental SNU de zonas productivas de la campiña SNU del entorno paisajístico de Baena y Albendín SNU de patrimonio histórico SNU de vías pecuarias SNU zonas con potencialidad para usos turísticos recreativos SNU de cauces Suelo no urbanizable de infraestructuras Suelo urbanizable Programado No programado Sistemas generales Dotacional No rotacional En el PGOU vigente se establecen varias áreas de crecimiento tanto en suelo residencial, dotacional como industrial, siendo los planes que actualmente se encuentran en marcha los siguientes: o Plan Especial de Reforma Interior (PERI) “La Dehesilla”, creación de un sector residencial en la zona sur de Albendín. o Plan Parcial Polígono industrial La Fuente, en la pedanía de Albendín. Página | 214 MAPA DE CLASIFICACIÓN DE SUELOS Y CATEGORÍAS Zonificación tipo de suelo Pedanía de Albendín. Fuente: Elaboración propia a partir información PGOU BAENA MAPA DE INFRAESTRUCTURAS DEL MUNICIPIO Fuente: Elaboración propia a partir de información de Consejería de Medio Ambiente y PGOU Ayuntamiento de Baena Página | 215 Usos de suelo y áreas de protección. El uso de suelo principal es el olivar es el de mayor importancia en la economía local, representando la superficie dedicada a estos cultivos un 98,633% del total de las explotaciones. En el término municipal predominan las superficies de uso agrario, con una clara diferenciación entre la zona Sur, con casi absoluto dominio del olivar en las zonas de margocalizas y la mitad Norte, con predominio de los cultivos en secano. En la última década, la extensión del olivar hacia los terrenos de campiña antaño dedicados a herbáceos es bien patente en Baena, y se aprecian numerosas y extensas parcelas con olivar joven. Las zonas de vegetación natural se encuentran confinadas en aquellas áreas en las que las margocalizas adquieren mayor relieve, al Sur del término, y no tienen un uso definido. Uso agrícola, el cultivo del olivar constituye un 78% del total de las superficies cultivadas, siendo mayoritario el olivar de secano. En su mayoría corresponden a las variedades “Marteña” y “Hojiblanca”, destinadas a la producción de aceite, y ocasionalmente para verdeo. En los últimos años, se observan nuevas plantaciones de olivar en regadío por goteo que probablemente incrementarán las tasas de producción. El regadío se está extendiendo a plantaciones ya antiguas, con frecuencia plantando nuevas hileras de olivos entre las existentes, en lo que se llama el doblado de la plantación, con el fin de sustituir paulatinamente (sin que la parcela tenga una etapa improductiva) los árboles viejos o decadentes. Existen otros cultivos leñosos como frutales, (almendros) en la zona Sur del municipio, estando hoy en su mayoría abandonados, y viñedos al Sureste cerca del núcleo de Baena. Los cultivos herbáceos suponen un 17% del total de la superficie dedicada a cultivos, siendo mayoritarios los cultivos de secano, los que encontramos formando mosaico con el olivar allí donde las características fisiográficas y edafológicas permiten la explotación agrícola del territorio. Se cultiva principalmente cereal, con trigo, cebada y ocasionalmente avena. Domina principalmente al Norte del municipio. En cuanto al cultivo de regadío, se trata de huertas tradicionales enclavadas en el tramo alto del Guadajoz (Presa-Albendín), el Marbella en toda su longitud dentro del término, y zona de Izcar, en la confluencia de ambos ríos. Las explotaciones se realizan en parcelas muy pequeñas, con cultivos que varían anualmente, destacando la patata, la cebolla, pimientos, tomates, pepino y coliflor. Dentro de los campos cultivados subsisten escasas parcelas que mantienen una vegetación herbácea dedicada al pastoreo, que se han cartografiado como pastizales. Se han incluido en este uso también aquellas parcelas donde se ha abandonado el cultivo y donde el desarrollo de vegetación herbácea permite su uso como pastizal. 3 Fuente: Plan de Acción de Baena. Programa de Sostenibilidad Ambiental. Ciudad 21. Ayuntamiento de Baena. 2010 Página | 216 DISTRIBUCIÓN DE LOS USOS DEL SUELO Fuente: Elaboración propia a partir de información4 de Consejería de Medio Ambiente. El Mapa de Usos y Coberturas Vegetales del Suelo de Andalucía nace como proyecto autonómico a partir de la adaptación de la metodología CORINE a la realidad físico territorial de la comunidad andaluza. Se plantea con una cadencia de revisión cuatrienal, habiéndose hasta la fecha realizado cuatro actualizaciones: 1991-1995-1999 a escala 1/50.000, y 1999-2003-2007 a escala 1/25.000. 4 Fuente: Consejería de Medio Ambiente. Mapa de usos y coberturas vegetales de Andalucía 2003. Escala 1/25.000, por hojas del MTN. Página | 217 DISTRIBUCIÓN DE LOS USOS DEL SUELO ALBENDÍN Fuente: Elaboración propia a partir de información CMA y Ayto. Baena Teniendo en cuenta la información de la Consejería de Medio Ambiente de Usos de Suelo, el cuadro de superficie en el año 2006 es el siguiente: DISTRIBUCIÓN ANALÍTICA USOS DE SUELO ALBENDÍN USO FP HR HS IM MA OR OS PA P-OV QC Q-M SV TOTAL Etiqueta Formaciones ripárias Herbáceos regadío Herbáceos secano Improductivo Matorral Olivar regadío Olivar secano Pastizal Pastizal-otros vuelos Quercíneas Quercíneas-matorral Sin vegetación ÁREA (HA) 77 173 117 65 56 51 3.008 25 9 8 19 3 3.611 Página | 218 Fuente: Elaboración propia a partir de información5 de Consejería de Medio Ambiente. DISTRIBUCIÓN DE LOS USOS DEL SUELO BAENA Fuente: Elaboración propia a partir de información6 de Consejería de Medio Ambiente. El Mapa de Usos y Coberturas Vegetales del Suelo de Andalucía nace como proyecto autonómico a partir de la adaptación de la metodología CORINE a la realidad físico territorial de la comunidad andaluza. Se plantea con una cadencia de revisión cuatrienal, habiéndose hasta la fecha realizando cuatro actualizaciones: 1991-1995-1999 a escala 1/50.000, y 1999-2003-2007 a escala 1/25.000. http://www.juntadeandalucia.es/medioambiente/site/web/menuitem.a5664a214f73c3df81d8899661525ea0/?vgnextoid=f67a41 c1744f2110VgnVCM1000000624e50aRCRD&vgnextchannel=f3e8185968f04010VgnVCM1000001625e50aRCRD&lr=lang_es 5 Fuente: Consejería de Medio Ambiente. Mapa de usos y coberturas vegetales de Andalucía 2003. Escala 1/25.000, por hojas del MTN. 6 Fuente: Consejería de Medio Ambiente. Mapa de usos y coberturas vegetales de Andalucía 2003. Escala 1/25.000, por hojas del MTN. Página | 219 Teniendo en cuenta la información de la Consejería de Medio Ambiente de Usos de Suelo, el cuadro de superficie en el año 2006 es el siguiente: CUADRO ANALÍTICO DE SUPERFICIE Y USOS DE SUELOS BAENA USO FP FR FS HR HS HT IM M-OV MA OR OS P-OV PA Q-M QC SV VI Etiqueta Formaciones ripárias Frutales regadío Frutales secano Herbáceos regadío Herbáceos secano Huerta Improductivo Matorral-otros vuelos Matorral Olivar regadío Olivar secano Pastizal-otros vuelos Pastizal Quercíneas-matorral Quercíneas Sin vegetación Viñedo TOTAL SUPERFICIE ÁREA (HA) 217 5 34 849 9.253 37 524 21 436 163 23.663 79 160 205 38 5 383 36.070 Fuente: Elaboración propia a partir de información7 de Consejería de Medio Ambiente Hay que aclarar que estos datos son del año 2006 y la superficie de olivar de regadío no recoge los cambios realizados en los últimos años, donde se ha dado la sustitución tanto de cultivos hortícolas y olivar de secano para convertirlos en olivar de regadío. Valgan los datos aportados por la Comunidad de Regantes de Albendín que con 110 propietarios conforman 800 ha de olivar en regadío. Así como los datos aportados por Cortijo Sueltes Altas con 255 ha de olivar de regadío. El total de superficie de olivar (regadío y secano) es de 23.826 ha que generan una importante cantidad de restos de podas. NOTA: De cara a los cálculos de huella ecológica y demás reparto de superficie se ha asignado a la pedanía de Albendín un 10 8% de la superficie del municipio de Baena, es decir, unas 3608 hectáreas. 7 Fuente: Consejería de Medio Ambiente. Mapa de usos y coberturas vegetales de Andalucía 2003. Escala 1/25.000, por hojas del MTN. 8 Fuente: Dato facilitado Ayuntamiento de Baena. Página | 220 Áreas de protección. Los principales espacios naturales del término municipal son 9: Lagunas del Rincón del Muerto y de la Quinta, no poseen ninguna figura de protección específica, aunque recientemente se ha incluido en el Inventario de Humedales de Andalucía (I.H.A.). Se trata de espacios considerados de importancia para reproducción, descanso y alimentación de aves acuáticas, siendo una zona de reproducción para especies protegidas como la malvasía cabeciblanca (Oxyuraleucocephala) y la focha moruna (Fulicacristata) en el caso de la Laguna de la Quinta, se trata también de un espacio importante para la reproducción y concentración de cigüeñuelas (Himantopushimantopus) y avocetas (recurvirostraavsetta). Además supone un área utilizada por aves esteparias durante la época estival. Zonas de Importancia para las Aves Esteparias (ZIAE) Campiñas de Córdoba-Baena. La zona Norte del municipio de Baena se encuentra incluida en la Zona de Importancia para las Aves Esteparias, que configura una extensa superficie donde se encuentran otros muchos municipios (El Carpio, Bujalance, Cañete de las Torres, etc.). Las ZIAE es una clasificación utilizada en el Programa de Conservación de las Aves Esteparias en Andalucía de la Consejería de Medio Ambiente, que tiene por objetivo “constituir instrumento básico sobre el que sustentar tanto la futura protección de algunos de estos espacios como, lo que puede ser más importante, el desarrollo de acciones concretas sobre montes públicos y el establecimiento de convenios en tierras de titularidad privada con especial interés para las aves esteparias”. Cueva del yeso, recientemente se ha confirmado por grupos espeleológicos que se trata de la cavidad conocida de mayor desarrollo de la provincia de Córdoba. Se trata de una formación yesífera de gran potencia situada a escasos metros del río Guadajoz, junto al puente de la Baturra. Embalse de Vadomojón, aunque no se trata de un área natural, sino que es un paraje de reciente construcción (1998) con el fin de regular el riesgo de inundación de las poblaciones por las que discurre el río Guadajoz. Se trata de un espacio singular característico del municipio de Baena, siendo un área de concentración de aves, además alberga a una importante población de peces, siendo uno de los lugares más apreciados por los amantes de la pesca. Por tanto se trata de un área con elevado potencial socio recreativo y ambiental. Río Guadajoz y río Marbella, los cuales presentan en su curso algunas zonas con vegetación de ribera que en algunos casos constituyen hábitats de interés comunitario, siendo la especie más abundante el taraje, además presenta en su recorrido interesantes hitos culturales y etnológicos como el puente de piedra, el puente del palomar, puente de la baturra y algunas norias en buen estado de conservación. Red de vías pecuarias, Baena posee una valiosa red de vías pecuarias al estar situada en una zona de tránsito entre la Campiña y las Sierras Béticas de Córdoba, se encuentra integrada por 9 Fuente: Plan de Acción de Baena. Programa de Sostenibilidad Ambiental. Ciudad 21. Ayuntamiento de Baena. 2010 Página | 221 17 vías pecuarias para el tránsito ganadero o para otros usos compatibles como el turismo ecológico. ESPACIOS NATURALES. FIGURAS DE PROTECCIÓN Fuente: Elaboración propia a partir de información CMA. Página | 222 Datos climáticos y meteorológicos. Para el análisis meteorológico se ha accedido a los datos del Instituto Nacional de Meteorología desde 1969 hasta 2004 de la estación Baena-Albendín. Los datos de localización de esta estación son los siguientes: CENTRO METEOROLOGICO: ANDALUCIA OCCIDENTAL CUENCA: 5 INDICATIVO: 423A NOMBRE: BAENA, ALBENDIN 'I.N.M.' LONG: 04-14-19W LAT: 37-40-22 ALT: 290 PROV: CORDOBA También se han tenido en cuenta los datos obtenidos en el periodo 2000- 2010 inclusive de la estación meteorológica agronómica Baena, los datos obtenidos son los siguientes: Estación Meteorológica Baena Coordenadas UTM X: 384952.0 Y: 4172611.0 Latitud: 37º 41' 34'' N Longitud: 04º 18' 17'' W Altitud: 334.0 Desde el punto de vista agroclimático, los datos reflejan que existe una duración media del periodo frío de cuatro meses (noviembre, diciembre, enero y febrero), durante los cuales existe riesgo de heladas. El periodo por encima de los 30 oC abarca también cuatro meses (junio, julio, agosto y septiembre). La Temperatura media anual es de 16,41 oC alcanzándose la media máxima en julio y la mínima en enero, lo cual es propio de una localidad de interior. A continuación se presenta la gráfica de temperaturas medias para el periodo 1969- 2004, presentadas como medias mensuales. T ª media mensuales [1969- 2004] 30,00 T ª media 25,00 ºC 20,00 15,00 10,00 5,00 MEDIA D N O Meses S A J J M A M F E 0,00 Fuente: Elaboración propia a partir de datos del Instituto Nacional de Meteorología. Serie [1969 -2004] Página | 223 Temperatura media en el término municipal de Baena (oC) MES TEMPERATURA MEDIA MÁXIMA (ºC) TEMPERATURA MEDIA MÍNIMA (ºC) TEMPERATURA MEDIA (ºC) ENERO FEBRERO MARZO ABRIL MAYO JUNIO JULIO AGOSTO SEPTIEMBRE OCTUBRE NOVIEMBRE DICIEMBRE 12.51 14.25 17.73 20.62 25.32 31.69 35.86 34.54 30.62 23.28 16.19 13.29 2.85 3.85 5.02 7.56 11.01 15.48 18.19 18.09 15.30 11.02 5.98 3.66 7.69 9.05 11.38 14.09 18.17 23.59 27.03 26.31 22.95 17.15 11.09 8.48 MEDIA ANUAL 22.99 9.83 16.41 Fuente: Elaboración propia a partir de datos meteorológicos del Instituto Nacional de Meteorología (Centro meteorológico de Andalucía Occidental). Entrando en mayor detalle climatológico se ha accedido a los datos de los últimos 10 años de la estación de Baena que pertenece a la Red de Estaciones Agroclimáticas de la Consejería de Agricultura y Pesca. Los datos de localización de esta estación son los siguientes: Tª medias mensuales periodo [00-10] 30,00 25,00 ºC 20,00 15,00 10,00 Tª media 5,00 0,00 EN ER O Tª media 8,3 FE BR E 9,8 M AB M JU JUL AG SE OC No DI ME AR RIL AY NI IO OS PTI T v CIE DI ZO O O TO EM MB A 12, 15, 19, 25, 28, 27, 23, 17, 11, 9,0 17, Fuente: Elaboración propia a partir de datos del Instituto de Investigación Agraria y Pesquera. Consejería de Agricultura y P esca. Junta de Andalucía. Página | 224 La pluviometría media anual se sitúa en torno a los 550 mm, lo que supone un volumen moderado de lluvias. Los meses en que se concentran las lluvias van desde octubre a marzo, con un máximo en el mes de noviembre y diciembre. Los meses más secos son los de julio y agostos, que no superan los 10 mm. Precipitación media en el término municipal de Baena (mm) MES PRECIPITACIÓN MEDIA (mm) ENERO FEBRERO MARZO ABRIL MAYO JUNIO JULIO AGOSTO SEPTIEMBRE OCTUBRE NOVIEMBRE DICIEMBRE 60.74 47.92 53.65 65.44 61.36 14.51 4.09 7.12 22.30 62.44 66.92 87.08 TOTAL MEDIA MENSUAL PRECIPITACIÓN MÁXIMA 553.58 46.13 82 Fuente: Elaboración propia a partir de datos meteorológicos del Instituto Nacional de Meteorología (Centro meteorológico de Andalucía Occidental). A continuación se presentan las precipitaciones como medias mensuales calculadas a partir de los datos recogidos para este periodo. Precipitación media mensual (mm) 1969- 2004] 600,00 500,00 mm 400,00 Precipitación media mensual mm 300,00 200,00 100,00 0,00 Fuente: Elaboración propia a partir de datos del Instituto Nacional de Meteorología. Página | 225 Entrando en mayor detalle climatológico se ha accedido a los datos de los últimos 10 años de la estación de Baena que pertenece a la Red de Estaciones Agroclimáticas de la Consejería de Agricultura y Pesca. Los datos de localización de esta estación son los siguientes: Precipitaciones medias periodo [00-10] media anual 485 mm 90 80 70 mm 60 50 40 30 precipitaciones 20 10 0 E F M A M J J A S O N D precipitaciones 54 61 58 55 39 9 0 3 24 48 43 83 Fuente: Elaboración propia a partir de datos del Instituto de Investigación Agraria y Pesquera. Consejería de Agricultura y Pesca. Junta de Andalucía. Como resultado de la integración de la medias de temperatura y precipitaciones se obtiene el diagrama ombrotérmico: Fuente: Elaboración propia a partir de datos meteorológicos del Instituto Nacional de Meteorología (Centro meteorológico de Andalucía Occidental). En los meses de junio a septiembre se produce déficit hídrico, representado por el área donde la curva de precipitaciones está por debajo de la curva de temperaturas. Página | 226 En relación a la dirección del viento los datos se han obtenido de la estación de Doña Mencía: CENTRO METEOROLOGICO: ANDALUCIA OCCIDENTAL CUENCA: 5 INDICATIVO: 427X NOMBRE: DOÑA MENCIA LONG: 04-21-15W LAT: 37-33-28 ALT: 650 PROV: CORDOBA Se presentan los días de vientos para cada cuadrante de los ejes cardinales, presentándose medias mensuales calculadas a partir de datos diarios medidos en el periodo 2000- 2004. Horas/mes 800 Frecuencia de vientos por cuadrantes (horas/mes) Calmas 600 C4 ON 400 C3 SO 200 C2 ES 0 C1 NE E F M A M J J A S O N D Fuente: Elaboración propia a partir de datos meteorológicos del Instituto Nacional de Meteorología (Centro meteorológico de Andalucía Occidental). Los vientos predominantes se enmarcan en el cuadrante 4, es decir, de orientación Noroeste, este rasgo es más marcado en los meses de junio a septiembre. También se presenta un resumen anual de dirección de viento: Frecuencia de viento por cuadrante. Resumen anual (horas/año) 5.000 horas/año 4.000 3.000 AÑO 2.000 1.000 0 C1 C2 C3 C4 Calmas Fuente: Elaboración propia a partir de datos meteorológicos del Instituto Nacional de Meteorología (Centro meteorológico de Andalucía Occidental). Este aprovechamiento depende de múltiples factores a escala microlocal que determinan la velocidad del viento y su distribución en el tiempo, así como de la densidad y turbulencias de la masa de aire. Página | 227 El potencial eólico comarcal10 no es de los más aprovechables, ya que la velocidad media anual de los vientos oscila entre 3,5 y 5,5 m/s, por lo que solo será posible en algunos emplazamientos muy localizados que, por su altura o posición en campo abierto, ofrezcan las adecuadas condiciones de rentabilidad para las tecnologías disponibles. Fuente: Agencia Andaluza de la Energía. La Agencia Andaluza de la Energía posee información del potencial eólico por localidades, reflejando información de velocidades máximas, medias y mínimas, diarias y anuales, y datos de energía (W/m 2) generada en cada dirección del viento a lo largo del año. Fuente: Agencia Andaluza de la Energía. Datos a base de estudios y cálculos de la Universidad de Jaén. http://www.agenciaandaluzadelaenergia.es/MapaEolico/index.jsp Además también muestra el diagrama de distribución de vientos, este diagrama muestra cuantas horas de viento hay al año en cada clase de velocidad. 10 Fuente: “Energías Alternativas: Un futuro para el mundo rural. Situación del ámbito del Guadajoz y Campiña Este Cordobesa ”. Asistencia Técnica Clave S.L. Diciembre 2008 Página | 228 A partir de este gráfico y junto con la curva de potencia del aerogenerador se puede estimar su producción teórica (sin pérdidas) sobre un año. Fuente: Agencia Andaluza de la Energía. http://www.agenciaandaluzadelaenergia.es/MapaEolico/index.jsp MAPA DE RECURSO EÓLICO Fuente: Elaboración propia a partir de datos de la Agencia Andaluza de la Energía 2003. Página | 229 Teniendo en cuenta la estación meteorológica agronómica Baena, los datos obtenidos son los siguientes: Estación Meteorológica Baena Coordenadas UTMX: 384952.0 Y: 4172611.0 Latitud: 37º 41' 34'' NLongitud: 04º 18' 17'' W Altitud: 334.0 40,00 Días de viento por cuadrantes (ejes cardinales) [2000-2010] 30,00 Nº de días DIAS_C.4 DIAS_C.3 DIAS_C.2 DIAS_C.1 20,00 10,00 0,00 Fuente: Elaboración propia a partir de datos del Instituto de Investigación Agraria y Pesquera. Consejería de Agricultura y Pesca. Junta de Andalucía. Distribución anual de días de viento por cuadrantes [2000- 2010] 140,00 120,00 Nº de días 100,00 80,00 ANUAL 60,00 40,00 20,00 0,00 DIAS_C.1 DIAS_C.2 DIAS_C.3 DIAS_C.4 Fuente: Elaboración propia a partir de datos del Instituto de Investigación Agraria y Pesquera. Consejería de Agricultura y P esca. Junta de Andalucía. Página | 230 Finalmente se presentan datos de radiación diarios y sumas mensuales: La máxima radiación se presenta en los meses de junio y julio, presentando una forma de campana de Gauss. Radiación global mensual (Wh/m 2) Mediana 250000 Radiación Global (wh/m2 y mes) 200000 150000 100000 50000 0 E F M A M J J meses A S O N D Fuente: Agencia Andaluza de la Energía. Estación Baena. Latitud 37º 41' 34'' N y Longitud 04º 18' 17'' W. http://www.agenciaandaluzadelaenergia.es/Radiacion/radiacion3.php Página | 231 Fuente: Agencia Andaluza de la Energía. RADIACIÓN GLOBAL DIARIA MEDIANA MENSUAL (Wh/m2· día). BOJA num. 98 fecha 18/05/2007. Página | 232 A continuación se presentan las HORAS DE SOL PICO (HSP) para la orientación Sur y varias inclinaciones: ORIENTACIÓN S S S S S S S S INCLINACIÓN 30º 35º 40º 45º 50º 55º 60º 65º E F M A M J J A S O N D 3,8 3,9 4,1 4,2 4,3 4,3 4,4 4,4 4,2 4,3 4,4 4,5 4,5 4,5 4,5 4,4 5,8 5,9 5,9 5,9 5,9 5,8 5,7 5,6 5,6 5,5 5,5 5,4 5,2 5,1 4,9 4,7 6,4 6,3 6,1 5,9 5,6 5,4 5,1 4,7 6,6 6,4 6,2 5,9 5,6 5,3 5,0 4,6 6,9 6,7 6,5 6,3 6,0 5,6 5,3 4,9 6,8 6,7 6,6 6,4 6,2 5,9 5,6 5,3 6,3 6,3 6,3 6,3 6,2 6,1 5,9 5,7 5,1 5,2 5,3 5,4 5,4 5,4 0,5 5,3 4,2 4,4 4,6 4,7 4,8 4,8 4,8 4,8 3,3 3,4 3,6 3,7 3,7 3,8 3,8 3,9 Fuente: Elaboración propia a partir de información Agencia Andaluza de la Energía Radiación solar global: Horas de Sol Pico (HSP) HSP 8,0 7,0 S 30º 6,0 S 35º 5,0 S 40º 4,0 S 45º 3,0 S 50º 2,0 S 55º S 60º 1,0 S 65º 0,0 E F M A M J J A S O N D Fuente: Elaboración propia a partir de información Agencia Andaluza de la Energía Página | 233 HORAS DE SOL PICO ANUALES PARA ORIENTACIÓN SUR 2.000 HSP anuales HSP Aanuales 1.950 1.900 1.850 1.800 1.750 1.700 1.650 30º 35º 40º 45º 50º INCLINACIÓN 55º 60º 65º Fuente: Elaboración propia a partir de información Agencia Andaluza de la Energía Potencial solar de Guadajoz y Campiña Este de Córdoba Fuente: Agencia Andaluza de la Energía, 2007. Página | 234 Identificación, caracterización y cantidades de residuos generados o gestionados. La perspectiva con la que se aborda el capítulo de residuos es la de evaluar las posibilidades de que sean valorizados, es decir, para su aprovechamiento energéticos. Los restos de explotaciones ganaderas o de estaciones depuradoras o potabilizadoras de aguas, pueden ser aprovechados para la generación de biogás. A continuación se presentan los residuos que despiertan más interés y su codificación europea (CER). CÓDIGO CER 19 08 05 20 01 08 02 01 06 20 02 01 NOMBRE DEL RESIDUOS Lodos del tratamiento de aguas residuales urbanas. Residuos biodegradables de cocinas y restaurantes. Heces de animales, orina y estiércol (incluida paja podrida) y efluentes recogidos selectivamente Residuos biodegradables. Restos forestales. ORIGEN EDAR Restos de materia orgánica Explotaciones Ganaderas: caballar, avícola. Zonas forestales y frutales La gestión de los residuos urbanos en el municipio de Baena 11 es realizada por EPREMASA, empresa dependiente de la Diputación Provincial de Córdoba. Respecto a la producción de residuos en el municipio de Baena los datos analizados de los últimos cuatro años ponen de manifiesto que la producción total se mantiene más o menos constante, incrementando la separación de residuos progresivamente. Gráfico 1. Fracciones de residuos generadas Fuente: Datos EPREMASA 2008 11 Fuente: Plan de Acción de Baena. Programa de Sostenibilidad Ambiental. Ciudad 21. Ayuntamiento de Baena. 2010 Página | 235 El dato aportado por EPREMASA para el año 2008, es de 8.114.370 Kg de RSU generados en el municipio de Baena, formado por las fracciones orgánicas, envases ligeros, papel y cartón y vidrio. Esto supone una generación de 1,05 kg/hab./día. La cantidad generada por habitante y día se encuentra en consonancia con el dato provincial, siendo este de 1,096 kg/hab./día y por debajo de las cantidades consideradas para la media en Andalucía, 1,41 kg/hab./día, según datos del Informe anual de Medio Ambiente 2008 y para la media Nacional, 1,42 kg/hab./día, según datos del OSE. La fracción orgánica de residuos son enviadas de la planta de Nueva Carteya a la planta de compostaje del centro de Gestión de Montalbán, teniendo como destino final el uso del compost para la agricultura. Según datos de la Consejería de Medio Ambiente la fracción de materia orgánica suponía el 48,9% del total de los residuos domésticos en el año 2004 en Andalucía. Según el Instituto Nacional de estadística para el año 2008 en Andalucía este porcentaje en peso es de 92,2%. De esta forma la cantidad total de materia orgánica generada en el municipio de Baena es la siguiente: 8.114.370 Kg x 0,489 = 3.967.927 kg de materia orgánica 8.114.370 Kg x 0,922= 7.482.969 kg de materia orgánica La gestión actual de los residuos es la siguiente: Lodos de decantación de la EDAR. En lo que respecta a la depuración de aguas residuales, en la actualidad existe una única estación depuradora, es la EDAR de Baena, en la que se depuran las aguas residuales del núcleo urbano de Baena previo a su vertido al río Marbella. El tratamiento realizado en la misma es de tipo físico y biológico, siendo la capacidad de tratamiento de 66,44 l/s. Baena 29.748 hab. equivalentes ………… 3.727.296 kg de lodos Fuente: Consejería de Medio Ambiente, 2007. Página | 236 Fuente: AT Clave, sl. La red de saneamiento es de tipo unitaria y recoge las aguas residuales tanto domésticas como industriales. Esta depuradora ha sido objeto de mejoras en los últimos años, habiéndose realizado en la misma las siguientes actuaciones: Instalación de nuevos espesadores Corrección del sistema de aireación. El vertido final de la EDAR al río Marbella ha suscitado en ocasiones quejas de los vecinos de la zona, de forma estacional. En épocas estivales el río Marbella no lleva caudal como para diluir el efluente de vertido, esto unido a una dirección del viento hacia el núcleo residencial próximo, provoca en ocasiones (cuando se unen esas dos circunstancias) la aparición de malos olores en la zona. Una de las propuestas para solventar esta situación sería la de canalizar el efluente hacia un punto más alejado de la población. El núcleo de Albendín dispone de una red de alcantarillado, cuyo destino final es el vertido directo sin tratamiento al río Guadajoz. El abastecimiento de agua potable en el municipio de Albendín proviene en un 99% de la captación de Fuente Alhama (EMPROACSA). En cuanto a la distribución del consumo de agua, registrado por sectores para el año 2008 12, se muestra en el siguiente gráfico que un 75% del consumo total se debe al consumo doméstico, en el municipio de Baena el consumo doméstico y el comercial no se encuentra segregado. Seguido este consumo por el industrial con un 12% del total y el municipal con un 10%. El consumo total registrado para el año 2008 fue de 1.307.892 m3. 12 Fuente: Plan de Acción de Baena. Programa de Sostenibilidad Ambiental. Ciudad 21. Ayuntamiento de Baena. 2010 Página | 237 Gráfico 2. Distribución del consumo de agua por sectores 3% 10% 12% Domésticos total Industriales Municipales Organismos oficiales 75% Fuente: Datos de facturación 2008. Empresa Agua y Gestión Estiércoles procedentes de explotaciones ganaderas. La cabaña ganadera no es muy relevante, destacando únicamente la abundancia relativa de ganado caprino. Fuente: Censo Ganadero, 1999. Instituto Nacional de Estadística. Página | 238 La producción potencial de energía en la comarca a partir de estos residuos es la siguiente: Fuente: AT Clave, sl. Existe una granja de pollo y pavos en el municipio: Cría entre 200.000 y 250.000 cabezas al año, con un máximo de unos 30.000/ 50.000 cabezas a la vez. Tiene 12 naves de entre 100 y 200 m2. La superficie total de granja de pollos es de 30.580 m2 y se producen 2.986.500 pollos/año. Tiene un foso para los excrementos que la mayoría lo usa el para su olivar, solo vende pequeñas cantidades. Genera 500 kg/mes x 4 = 2.000 kg/mes Residuos industriales. La industria maderera tiene un importante desarrollo en la comarca que, con tan sólo 5 términos municipales, cuenta con 46 establecimientos industriales que generaran un significativo volumen de residuos potencialmente aprovechables. Página | 239 Fuente: Directorio Central de Empresas. Instituto Nacional de Estadística. Capítulo aparte es el potencial de energía generada a partir de los restos de la industria del aceite de oliva, especialmente a partir del orujo. Fuente: SODEAN. Finalmente considerar también el hueso de aceituna generado en las almazaras: Cooperativa de labradores y cazadores de Albendín: 500.00013 kg de hueso. Almazara Sueltes Altas: 105.00014 kg de hueso. Restos de poda de olivar y frutales. Para poder estimar la cantidad de residuos de olivar que se originan en el municipio, se va a tener en cuenta los criterios seguidos por CIEMAT, destacando los siguientes criterios: Se genera alrededor de 900 15 kg de restos de podas por hectárea de olivar. Por lo que la cantidad de restos de poda responde a la expresión: Cra = Solivar x 0,900 Siendo: Cra: cantidades anuales de residuos de poda de olivar en toneladas húmedas. Solivar: Superficie de olivar en hectáreas. 13 Fuente: Aportado por Jefe de planta en reunión celebrada el 4/04/2011 Fuente: Dato aportado por Jefe de planta en reunión celebrada el 6/10/2011 15 Fuente: referencia del CIEMAT es de 900 hg/ha. 14 Página | 240 0,90 cantidad de restos de poda de olivar por hectáreas (Tn/ha). Si existen aproximadamente 3.059 ha de olivar (secano + regadío) en la pedanía de Albendín, entonces la producción teórica esperada de restos de podas de olivar es de 2.753 toneladas. A estos residuos hay que añadirle el hojín producido en el lavado de la aceituna en almazara, habiendo sido facilitado algunos datos por parte de la Almazara de Sueltes Altas (Albendín) 75toneladas y también por la cooperativa de labradores y ganaderos de Albendín350 toneladas de hojín. Restos forestales. Como corresponde a un ámbito de campiña cultivada, los recursos forestales son limitados, aunque los municipios de Baena, Nueva Carteya y, en menor medida, Castro del Río, cuenten con superficies de quercíneas. Para poder estimar la cantidad de residuos forestales que se originan en estas masas, se va a tener en cuenta los criterios seguidos por la Agencia Extremeña de la Energía en el documento16Valoración de la Producción de Biomasa en Extremadura, destacando los siguientes criterios: Masa de Pino Pinea (pino piñonero) Los tratamientos servícolas pueden ser clara, clareo o corta final. Puede suponerse que cada 20 años se efectúa una clara sobre 1/3 de los pies presente (Montoya, 1990). Y cortas finales mediante clareos sucesivos cada 20 años. La cantidad de residuos depende del tratamiento: Clareo: 0,23 porcentaje de residuo de pino por Ha. Clara: 0,71 porcentaje de residuo de pino por Ha. Corta final: 3,72 porcentaje de residuo de pino por Ha. De esta forma la cantidad de residuos se calcula mediante las fórmulas: Crp = Spinea x 0,23 Crp = Spinea x 0,71 Crp = Spinea x 3,72 Siendo: Crp: cantidades anuales de residuos de pino en toneladas húmedas. Spinea: Superficie de pino piñonero en hectáreas. 0,23; 0,71 y 3,72 porcentajes de residuos de pino por Ha en función del tratamiento. 16 Cobos Rodríguez M. López Rodríguez F. y otros. Valoración de la Producción de Biomasa en Extremadura. Proyecto BIOTERMI. Interreg III-A. Agencia Extremeña de la Energía.2007 Página | 241 Masa de Encinas. Se consideran para las encinas podas racionales con turnos de 15 años (A. San Miguel), los rendimientos oscilan entre 1300 kg húmedos/ha y año para cubiertas del 10% y 3900 kg/ha y año para cubiertas del 30%. Siendo el 60% leña y el 40% taramas. Cle = Sencinar x 1,3 x 0,6 Cte = Sencinar x 1,3 x 0,4 Siendo: Cle: cantidades anuales de residuos de leña en toneladas húmedas. Y Cte cantidades anuales de residuos de taramas en toneladas húmedas Sencinar: Superficie de encinas en hectáreas. Superficie de quercíneas en el municipio de Baena USO Q-M QC Etiqueta Quercíneas-matorral Quercíneas ÁREA (HA) 204,65 37,60 Se ha establecido que de esta superficie pertenece 70 ha a la pedanía de Albendín. Masa de Eucalipto Hay que considerar un ciclo total de 12 años 17 para que el aprovechamiento sea sostenible. La producción en peso sería una 16 Tn/ha con una posibilidad de 1,35 Tn/ha y año Creu = Seucalipto x 1,35 Siendo: Creu: cantidades anuales de residuos de leña en Seucalipto: Superficie de eucalipto en hectáreas. 17 Manual de Servicultura del Eucalipto, 2004 Página | 242 Teniendo en cuenta lo anterior la estimación de residuos forestales para un ciclo de 12 a 20 años es la que se muestra en el cuadro siguiente: NOMBRE SUPERFICIE (HA) Ha PINO Ha ENCINAS Ha EUCALIPTO RATIO PINO RATIO ENCINA RATIO EUCALIPTO TOTAL RESIDUOS (TN) Baena 77 1 70 7 3,72 1,3 1,35 101 La cantidad para un año es de 101 toneladas de residuos forestales. Recursos energéticos existentes. La realidad energética 18 del municipio Baena viene condicionada por una serie de factores: Gran dependencia de los combustibles fósiles Inexistencia de recursos energéticos fósiles Elevado desarrollo de la producción de energías renovables, sobre todo la energía solar y Biomasa, que reflejan valores de producción que podrían garantizar el autoabastecimiento del municipio. El municipio se registra anualmente 2.800 horas de sol. Esto unido a que la radiación solar es muy elevada hace que tenga un importante potencial de generación de energía solar. Otro recurso disponible en el municipio es la Biomasa procedente tanto de residuos del olivar como del proceso de extracción de aceites. La red eléctrica del municipio de Baena se distribuye a través de la subestación localizada en Pedro Muñoz, la cual se alimenta de una línea a 132 kV Iznájar-Martos-Alcalá la Real y de la central térmica de Biomasa “El Tejar”. 18 Fuente: Plan de Acción de Baena. Programa de Sostenibilidad Ambiental. Ciudad 21. Ayuntamiento de Baena. 2010 Página | 243 El consumo de electricidad del municipio se ha visto incrementado en los últimos siete años en un 85% hasta los 79.549 MW/h consumidos en el año 2007. Tabla 2. Consumos 19 en Mwh anuales por sectores en el municipio de Baena Año/sector Agricultura Industria Servicios Residencias Servicios Públicos Otros Total Mwh 2007 2737 20212 18297 27681 7964 2658 79549 2006 3286 17287 17297 26204 8576 2142 74792 2005 3480 15590 13910 22690 7878 1862 65410 2004 1665 14034 12713 21026 7921 1681 59040 2003 2126 8362 11706 18501 8622 1996 51313 2002 1902 9182 10374 16403 8156 911 46928 2001 1002 9015 9187 15599 7452 765 43020 Este considerable aumento de demanda energética se refleja en todos los sectores prácticamente, a excepción de los servicios públicos que se mantienen más o menos constantes, siendo especialmente relevante el aumento en el sector industrial de 2003 a 2004. El crecimiento de demanda energética anual se encuentra en torno a los 6.000 MWh año. Gráfico 3. Distribución media del consumo energético por sectores (2001-2007) Consumo eléctrico por sectores Servicios Públicos 13% Otros Agricultura 3% 4% Industria 22% Residencias 36% Servicios 22% Fuente: IAE Por sectores el de mayor demanda energética es el residencial, seguido del industrial y el sector servicios, por lo que será en éstos donde habrá que hacer especial hincapié en las líneas estratégicas encaminadas a la reducción del consumo energético. 19 Fuente: Plan de Acción de Baena. Programa de Sostenibilidad Ambiental. Ciudad 21. Ayuntamiento de Baena. 2010 Página | 244 En relación al consumo energético por habitante al año las cifras son las siguientes: Gráfico 4. Consumo energético por habitante (20012007) Mwh/hab/año 4,00 3,76 3,65 3,50 3,20 2,94 3,00 2,60 2,37 2,50 2,18 2,00 1,50 1,00 0,50 0,00 2007 2006 2005 2004 2003 2002 2001 Fuente: IAE El consumo por habitante y año se sitúa en estos últimos años en torno a los 3,7620MWh/año, habiendo aumentado el consumo por habitante en un 72% en los últimos siete años, aunque en comparación con los datos de otras poblaciones próximas, este dato se encuentra por debajo del consumo provincial estimado en 4,02 MW/hab/año y el autonómico que se encuentra en 4,55 MW/hab/año. En relación al consumo comparado con otros municipios como Cabra y Montilla, el consumo energético por habitante anual se encuentra por debajo de estos, mientras que supera el consumo de poblaciones como Priego de Córdoba y Castro del Río. El Ayuntamiento de Baena realizó en 2007 un Estudio de Ahorro y Eficiencia Energética con el fin de ejecutar un Plan de Mejora Energética de Baena, con los siguientes objetivos: Reducir la contaminación atmosférica. Reducir el uso de recursos no renovables. En dicho estudio se concluye lo siguiente: Baena posee un elevado potencial en Biomasa Existe un elevado potencial para el aprovechamiento de la energía solar Existe la posibilidad de aprovechamiento de un salto de agua de 50 metros en la presa del embalse de Vadomojón. 20 Fuente: Plan de Acción de Baena. Programa de Sostenibilidad Ambiental. Ciudad 21. Ayuntamiento de Baena. 2010 Página | 245 No hay un elevado potencial eólico. No existen promociones bioclimáticas El uso de energías alternativas no está generalizado en el municipio. El sector residencial es el de mayor consumo y el que más ha aumentado en los últimos años. Las principales oportunidades de ahorro energético en edificios públicos se basan en el aprovechamiento de la energía solar. Necesidad de mejora energética del alumbrado público No existe inversión en programas y tecnologías de autoabastecimiento. En base a estas conclusiones se realizan una serie de propuestas encaminadas al ahorro y eficiencia energética: Programas de concienciación ciudadana. Auditorías energéticas locales. Promoción de energías alternativas a través de los programas de subvenciones existentes. Promoción y apoyo de proyectos solares. Ordenanza solar para la exigencia de instalaciones solares en edificios de nueva construcción. Promociones de arquitectura bioclimática. Aprovechamiento de los recursos renovables (biomasa, minihidráulica y solar). Página | 246 Recursos hídricos existentes. Las políticas de la Administración actuales van por el camino de volver en poner en valor las pequeñas instalaciones hidráulicas abandonadas, para lo cual se ha realizado un inventario de las mismas. A continuación se presentan los datos de centrales minihidráulicas (< 10 MW) en Andalucía: Fuente: REE y Agencia Andaluza de la Energía. Fuente: Potencial Minihidráulico en Andalucía. Agencia Andaluza de la Energía En la pedanía de Albendín no se ha inventariado alguna de las centrales que se muestran en la cartografía cedida por la Agencia Andaluza de la Energía. No obstante se ha identificado en Página | 247 reunión 21 mantenida con el Gerente de la Comunidad de Regante de Albendín que existe unas instalaciones en la margen del río Guadajoz. Albendín se caracteriza por esta bordeado en su parte Noreste por el río Guadajoz el cual está regulado agua arriba por el embalse de Vadomojón. Existen diferentes restos del uso del agua en esta pedanía como la existencia de norias de riego que están todavía en funcionamiento con fines turísticos. De esta forma el río Guadajoz constituye un recurso hídrico. Recursos geotérmicos. En relación a las aguas subterráneas, el municipio de Baena y por tanto la pedanía de Albendín no se encuentra sobre ningún acuífero. El más próximo está situado al Sur del municipio el conocido como acuífero Cabra-Gaena. Si hay que hacer mención al cauce superficial que supone el río Guadajoz que pasa por la proximidad de Albendín y puede resultar ser un recurso energético. Fuente: Elaboración propia a partir de información cartográfica cedida por la Agencia Andaluza de la Energía. “Potencial Geotérmico de Andalucía”. Diciembre 2009 En relación a los recursos geotérmicos se presentan la siguiente cartografía: Según el Documento Técnico “Potencial Geotérmico de Andalucía 22” no existe en el municipio puntos o áreas de interés geotérmica de media, alta o muy alta temperatura, por lo que los 21 Reunión mantenida en Baena el día 6 de Octubre de 2011. 22 Agencia Andaluza de la Energía. “Potencial Geotérmico de Andalucía”. Diciembre 2009 http://www.agenciaandaluzadelaenergia.es/agenciadelaenergia/nav/com/contenido.jsp?pag=/contenidos/proyectos/areas/energ iasRenovables/hidraulicasNuevasEnergias/potencial_geotermico Página | 248 posibles aprovechamientos estarían dentro de lo definido como baja (30 oC< T < 100 oC) o muy baja temperatura (T < 25 oC). Ver cartografía presentada a continuación. Fuente: Agencia Andaluza de la Energía. “Potencial Geotérmico de Andalucía”. Diciembre 2009 Fuente: Elaboración propia a partir de información cartográfica cedida por la Agencia Andaluza de la Energía. “Potencial Geotérmico de Andalucía”. Diciembre 2009 Página | 249 Se puede observar que en el municipio de Baena y por tanto en Albendín no hay recursos geotérmicos significativos. Fuente: Elaboración propia a partir de información cartográfica cedida por la Agencia Andaluza de la Energía. “Potencial Geotérmico de Andalucía”. Diciembre 2009 Fuente: Cartográfica cedida por la Agencia Andaluza de la Energía. “Potencial Geotérmico de Andalucía”. Diciembre 2009 Página | 250 POTENCIAL DE CESIÓN DE CALOR BAENA Fuente: Elaboración propia a partir de información cartográfica cedida por la Agencia Andaluza de la Energía. “Potencial Geotérmico de Andalucía”. Diciembre 2009 No obstante dentro del objeto de este estudio son los yacimientos de muy baja temperatura los que tienen relevancia por sus posibles planteamientos a nivel domiciliario, complejos turísticos, etc. La capacidad de cesión de calor del suelo depende del tipo de roca y del grado de humedad, se presenta una tabla que define la capacidad de cesión en función de estos criterios para Andalucía. Fuente: Agencia Andaluza de la energía. Grupos de litologías establecidas para Andalucía en función de características térmicas de la roca. El municipio de Baena es principalmente detrítico formado por arenas, areniscas y gravas con niveles de muy somero de agua. Página | 251 Fuente: Elaboración propia a partir de información cartográfica cedida por la Agencia Andaluza de la Energía. “Potencial Geotérmico de Andalucía”. Diciembre 2009 DETALLE LITOLÓGICO ALBENDÍN Fuente: Elaboración propia a partir de información cartográfica cedida por la Agencia Andaluza de la Energía. “Potencial Geotérmico de Andalucía”. Diciembre 2009 Página | 252 Algunas características del sistema Córdoba Subbético 23 son: Los materiales del almacén de recursos geotérmicos son las calizas y dolomías del Jurásico Subbético. Con una extensión total de unos 140 km2, de la que solo una parte que se estima en 60-70% se encuentra a profundidades mayores de 1.000-1.500 metros y temperatura que según las estimaciones realizadas en los estudios consultados pueden superar los 80 ºC. Las posibilidades de uso de estos recursos son limitados y se centrarían casi exclusivamente en explotaciones agropecuarias. A continuación se presentan las principales características del acuífero Sierra de Cabra-Gaena que, como se ha indicado anteriormente, no afecta al municipio de Baena pero es el más próximo, datos facilitados por la Agencia Andaluza de la Energía. Acuiferos y característica asignadas Fuente: Agencia Andaluza de la Energía. “Potencial Geotérmico de Andalucía”. Diciembre 2009 Propuesta de indicadores ambientales. Los resultados del presente estudio de viabilidad deben derivar en una serie de indicadores que permitan medir el impacto ambiental de las medidas adoptadas. Dado que se busca continuamente la complicidad del ciudadano, los indicadores deben ser fácilmente entendibles para de esta forma contribuir a la sensibilización y movilización de la población. Para ellos se proponen los siguientes indicadores: Expresar el consumo de energía medio de referencia en un hogar tipo: Se seguirán, para mantener la coherencia las transformaciones energéticas seguidas en el documento “Energías Alternativas: Un futuro para el mundo rural. Situación del ámbito Aljarafe- Doñana”. Asistencia Técnica Clave S.L. Diciembre 2008. Así como el consumo medio calculado en el desglose energético realizado. 3 habitantes por cada hogar. 17,66MWh24/ hogar y año. 5,76MWhe/ hogar y año eléctrica. Consumo por hogar de energía 11,90MWht/ hogar y año térmica. Consumo por hogar de energía Expresar la energía en toneladas de CO 2 evitada su emisión a la atmósfera. 23 24 Fuente: Agencia Andaluza de la Energía. “Potencial Geotérmico de Andalucía”. Diciembre 2009 Elaboración propia. Desglose energético. Se incluyen los consumos térmicos y eléctricos. Página | 253 Para un consumo de energía eléctrica total en el municipio de 5.637.486 kWh su conversión a toneladas de CO2 es la siguiente. 5.637.486 kWh/año x 0,649 kg CO2/ kWh = 3.658.728 kg CO2; 3.659 Tn CO2 Para un consumo de combustibles total en el municipio expresado en kWh de 11.967.554 kWh su conversión a toneladas de CO 2 es la siguiente. 11.967.554 kWh/año x 0,287 kg CO2/ kWh = 3.434.688 kg CO2; 3.434 Tn CO2 Por lo tanto, la generación total es de 7.093Tn CO2. Número de árboles que habría que plantar para compensar las emisiones de CO2 a la atmósfera por el consumo energético del municipio: 7.093Tn CO2/0.003 Tn CO2/árbol y año = 2.364.333 árboles. Unidad de referencia UNEP, 3 Kg CO2 año. Expresar la energía en toneladas equivalente de petróleo (tep). Presentar la demanda relacionada con la potencia o superficie de renovables, por tipos, que sería necesaria para satisfacerlas. El consumo total energía del municipio es de 18.156.386kWh/año. Esto equivale a 79.364 m2 de módulos fotovoltaicos es decir una superficie útil de 171.827m2 de superficie en suelo horizontal. Sería una potencia total instalada de 11.110 kW. También equivalen a 24.802 m2 de captadores solares, es decir una superficie útil horizontal de 43.850 m2. 1 Tep equivale a 4,18 x 10^10 J, es decir 11.611 kWh. Por tanto el consumo total equivale a 1564Tep. Página | 254 Expresar la energía en superficie necesaria para generar esos recursos. (Huella ecológica). Lo primero es definir el término de huella ecológica. Según la Consejería de Medio Ambiente de la Junta de Andalucía, es: "El área de territorio productivo o ecosistema acuático (entendida como superficie biológicamente productiva) necesaria para producir los recursos utilizados y para asimilar los residuos producidos por una población definida con un nivel de vida específico, donde sea que se encuentre este área". En este caso se va a proceder a calcular la huella ecológica solo de las necesidades energéticas del municipio, sin considerar los consumos de otros recursos, ni la generación de residuos. De esta forma la demanda de energía anual (kWh) se traduce a superficie (hectáreas necesarias para poder satisfacerlas). Se plantea el cálculo de la huella ecológica de la demanda energética del municipio para dos escenarios: Por un lado la huella de la demanda energética actual y posteriormente la huella una vez se implementaran las medidas de ahorro y eficiencia energética y generación con fuentes renovables. Finalmente para conocer el grado de sostenibilidad a nivel energético del municipio, hay que compararla huella energética (HE) respecto a Territorio Productivo Disponible (TPD), es decir, comparar la superficie necesaria para generar la energía primaria demandada frente a el territorio real y productivo y disponible del municipio. De tal forma que si: - HE>TPD: No se alcanzaría la sostenibilidad energética en el municipio. - HE=TPD: Se alcanzaría la sostenibilidad energética en el municipio. - HE<TPD: Se podría generar o exportar energía a otros municipios. La metodología seguida para el cálculo tanto de la huella ecológica como el terreno productivo disponible es la propuesta en las publicaciones “La Huella Ecológica de Andalucía. Una Herramienta para medir la Sostenibilidad” Consejería de Medio Ambiente y la “Guía Metodológica para el cálculo de la Huella Corporativa”. J.L. Doménech. Autoridad Portuaria de Gijón. Julio 2006. Estas guías a su vez se basan en el método propuesto por los precursores de este indicador Mathis Wackernagel y William Rees. Descripción de la metodología. La metodología se basa en los siguientes pasos: 1. Dividir los diferentes tipos de consumos por categorías: En este caso solo se va a valorar los consumos energéticos, descartando otros consumos como materiales, agua, etc. y la generación de residuos (aunque en el cálculo de la huella energética una vez propuesta las medidas de ahorro y eficiencia energética y de generación de energías renovables, se tendrá en cuenta los residuos valorizados para la generación de energía). - Energía: consumo energético municipales, industriales, servicios y domiciliarios. Página | 255 - Combustibles: referente al carburante que consumos los vehículos municipales e industriales principalmente y al combustible con el que se alimenta las calderas en edificios. Se presentarán los datos clasificados por sectores, es decir, a nivel de la corporación municipal, empresarios y particulares. 2. Estimar el uso de suelo que conlleva: Traducir los consumos energéticos a necesidades de superficie de suelo y para encuadrar cada hectárea dentro de uno de los tipos de territorio productivo que se van a definir en el punto 5. 3. Convertir las unidades de consumo a unidades de energía: Consiste en transformar las unidades en las que están expresados los consumos (en este caso también unidades de energía kWh) a unidades de energía (en este caso GJ), teniendo en cuenta los rendimientos de los equipos y el Mix eléctrico. Este indicador nos indica la relación de conversión de energía primaria (combustibles fósiles) en energía eléctrica. El Mix eléctrico para Andalucía es de 43,26 %. 4. Transformar esas unidades de energía en unidades de superficie: Para ello se dividen los consumos (en unidades de energía) entre los denominados “índices de productividad”. - Productividad energética (GJ/Ha) En resumen, la fórmula de cálculo es: AAi = Ci / Pi AA: Es el área apropiada para la producción en cada categoría (Has). C: Es el consumo total (en este caso en GJ). P: Es el índice de productividad (GJ/Ha). i: representa cada categoría de consumo. 5. Cálculo de las huellas ecológicas por tipo de territorio productivo: Consiste simplemente en agrupar las hectáreas obtenidas en el apartado anterior por tipo de territorio productivo en el que se encuadren, territorio que ocupan o del que se nutren, y por tanto al que afectan directamente. Los grupos de territorio productivo que se consideran a nivel mundial para el cálculo de este indicador son: Territorio para la absorción de CO2: Es el territorio que se debería reservar para albergar bosques creados expresamente para secuestrar el CO2 que está continuamente liberándose a la atmósfera, a causa de la quema de combustibles fósiles. Territorio Agrícola: Es, ecológicamente hablando, la tierra más productiva pues en ella es donde se concentra la mayor producción neta de biomasa utilizable por el hombre. Superficie de Pastos: Es el área utilizada para el pastoreo de ganado. En su inmensa mayoría, es significativamente menos productiva que la agrícola. Página | 256 Superficie Forestal: Se refiere a la superficie ocupada por bosques ya sean naturales o repoblados, pero siempre que se encuentren en explotación para la producción de productos forestales. Áreas utilizadas directamente: Incluye las áreas ocupadas por superficies degradadas, embalses y áreas construidas u ocupadas por infraestructuras. Mar productivo: Incluye las zonas marinas de las que es posible detectar una producción biológica razonable que pueda ser aprovechada por el hombre. Se incluye la extensión de mar u océano como la necesaria para proveer a la población de su consumo de proteínas marinas, es decir, sólo se tiene en cuenta aquella porción de mar cuya producción biológica es aprovechada por el ser humano en la actualidad. Territorio reservado para la biodiversidad: Uno de los aspectos más polémicos del cálculo de la Huella Ecológica es el territorio productivo intocado que es necesario reservar para la conservación de la biodiversidad y, en general, para mantener los servicios básicos que reporta la naturaleza y que son difícilmente cuantificables. Se supone una reserva del 12% de cada tipo de territorio ya que esta cifra fue propuesta por la comisión redactora del informe “Nuestro Futuro Común”, pese a que, según diversas estimaciones, éste no resulta lo suficientemente elevado. La consecuencia de esto es que a la superficie total de cada tipo de territorio productivo se le suma un 12% más de dicha superficie, para considerar así la biodiversidad. Una vez que se han encuadrado los consumos (en Has) en cada grupo, se suman. Fuente: Calvo, M; Moreno, L (coord.). 2006 En este caso como los consumos son energéticos la categoría de suelo a la que se traduce es “territorio para la absorción de CO 2”. Esta superficie hallada hay que traducirla a “superficie de territorio productivo estándar” para que pueda ser sumadas y calcular la huella ecológica. Página | 257 6. Cálculo de la huella ecológica total: Consiste en multiplicar el total de hectáreas consumidas en cada grupo, por su “factor de equivalencia”. Este factor, normalizan todos los tipos de territorio productivo entre sí, lo que permite sumar, por ejemplo, hectáreas forestales con hectáreas de mar productivo. El que el factor de equivalencia del territorio agrícola sea de 2,35 significa que, de media, esta clase de territorio es 1,35 veces más productiva que la media de los territorios productivos mundiales. FACTORES DE EQUIVALENCIA Fuente: La Huella Ecológica de Andalucía. Una Herramienta para medir la Sostenibilidad” Consejería de Medio Ambiente Una vez que se multiplican las hectáreas de cada grupo de territorio productivo por su factor de equivalencia, se obtienen las hectáreas de “superficie productiva estándar”. Ya se pueden sumar todas las hectáreas obteniendo la huella ecológica total. En resumen: [AAi + (0.12 *AAi) ] *Ei = hei HE = ∑ hei AA: Es el área apropiada para la producción en cada categoría (Has). E: Es el factor de equivalencia (en la práctica no tiene unidades). He: Es la huella ecológica de cada tipo de territorio productivo (Has). I: representa cada categoría de consumo. HE: Es la huella ecológica total (Has). La unidad temporal a la que está referido este estudio es el año, ya que los datos de consumo son anuales, y por tanto la unidad en la que se expresa la huella ecológica de la actividad en el municipio es: Has/ año. Página | 258 6. Finalmente se calcula el Terreno Productivo Disponible (TPD) del municipio, correlacionándolo a partir de los usos con las categorías presentadas para el cálculo de la huella ecológica. Comparando la huella ecológica con el terreno productivo disponible se conocerá el grado de sostenibilidad energética del municipio. Fuente: La Huella Ecológica de Andalucía. Una Herramienta para medir la Sostenibilidad”. Consejería de Medio Ambiente. Página | 259 Categorías de consumo 1. ENERGÍA ELÉCTRICA SECTOR EMPRESAS Granjas avícolas Construcción Comunidad de regantes Cooperativa y almazara Alimentarias Uds. Consumo en uds Consumo en KWh Consumo en Tm Intensidad energética (GJ/Tm) Mix eléctrico Consumo en GJ Productividad energética (GJ/Ha) Absorción de CO2 Agrícola Pastos 5.637.486 2.604.477 KWh 56.765 0,4326 472,386 71 6,65 KWh 10.839 0,4326 90,200 71 1,27 kWh 1.920.900 0,4326 15.985,298 71 225,15 KWh 399.973 0,4326 3.328,485 71 46,88 KWh 216.000 0,4326 1.797,503 71 25,32 CORPORACIÓN MUNICIPAL 326.279 Climatización KWh 44.820 1,0000 161,353 71 2,27 Iluminación KWh 269.571 0,4326 2.243,313 71 31,60 Agua Caliente Sanitaria KWh 2.339 1,0000 8,420 71 0,12 Otros KWh 9.548 0,4326 79,459 71 1,12 71 0,000 71 0,000 KWh KWh DOMICILIOS 2.706.730 Particulares KWh 2.706.730 2. COMBUSTIBLES GAS OIL 0,4326 22.524,799 71 317,251 11.967.554 SECTOR EMPRESARIAL 6.375.024 Granjas avícolas kWh 99.100 44 1 356,760 71 5,02 Construcción kWh 153.924 44 1 554,126 71 7,80 Transporte Alimentarias Cooperativa y almazara Industria Transformación CONSUMO MUNICIPALES kWh kWh kWh kWh 44 44 44 44 1 1 1 1 0,000 432,000 20.527,200 1.080,000 71 71 71 71 0,00 6,08 289,12 15,21 0 0 120.000 5.702.000 300.000 0 0 0 44 44 44 0,000 0,000 0,000 71 71 71 0,000 0,000 0,000 44 0,000 71 0,000 1 20.133,108 71 283,565 1 1.984,846 0 0,000 L L € Gasóleo A L CONSUMO PARTICULARES 5.592.530 Particulares 3.- COMBUSTIBLE BIOMASA Almazaras y granjas avícolas 5.592.530 551.346 551.346 kWh 0,000 44 18.156.386 MODELO DE CÁLCULO DE LA HUELLA ECOLÓGICA ENERGÉTICA PARA PEDANIA DE ALBENDÍN EN ESTADO ACTUAL Página | 260 Fo La huella ecológica energética, es decir, no se han tenido en cuenta los demás consumos de materia, ni la generación de residuos, etc., es de 1935 hectáreas lo que supone el 53,6% de las 3611 hectáreas que tiene la pedanía de Albendín. No obstante no todo el territorio del municipio tiene las mismas características y grado de productividad. Para homogeneizar productividades de los diferentes suelos del planeta se calcula el indicador Terreno Productivo Disponible (TPD). En el caso de Albendín este índice es de 8.060hectáreas, que se calculan de la siguiente forma: Tipo de Uso del Factor de conversión Factor de Distribución Usos del Terreno Resta del 12% de espacio Disponible destinado a (TPD) Diversidad Productivo Suelo Ha/HE productividad suelo Villamanrique Ha Absorción de CO2 Agrícola Pastos Forestal Ocupado Mar productivo 1,35 2,18 0,47 1,35 2,18 0,35 0,3 1,22 1,09 0,24 1,22 1 3.349 34 83 68 77 3.611 % 92,7% 0,9% 2,3% 1,9% 2,1% 100,0% 0 8.907 17 27 181 27 9.159 0 7.838 15 24 159 24 8.060 Fuente: Elaboración propia a partir de datos de la Consejería de Agricultura y Pesca Esto indica que el suelo del municipio tiene una productividad alta en relación a la productividad de otros lugares del planeta y que la huella ecológica energética supone el 24% del TPD. Como: Huella ecológica energética (HEe)= 1935ha< TPD (8.060) MAPA DE LA HUELLA ECOLÓGICA ENERGÉTICA (HEe) ESTADO INICIAL De esta manera el consumo energético es sostenible, es decir, se podría producir la energía consumida en el espacio del término municipal. No obstante, la huella ecológica no solo recoge el consumo energético, sino los demás consumos (agua, materias primas y elaboradas) y generaciones de residuos, vertidos, etc. Por lo tanto el TPD no solo tiene que compensar la HEe. Con las medidas de energías renovables y ahorro y eficiencia energéticas que se presentan, se persigue reducir esta huella ecológica energética y por tanto ganar un mayor grado de sostenibilidad. Las medidas propuestas de energías renovables y ahorro y eficiencia energética suponen una reducción de 807 hectáreas por lo que la Huella Ecológica Energética (HEe) final es de (1935 – 807) = 1128 ha, lo que supone el 31,2 % sobre la superficie asignada a la pedanía de Albendín y sobre el TPD14 %. Solo se han tenido en cuenta las medidas planteadas que tienen unos parámetros de rentabilidad aceptables, el resto de medidas, aunque pudieran contribuir a un mayor grado de autoabastecimiento energético, no se han tenido en cuenta para el cálculo de la huella ecológica energética. MODELO DE CÁLCULO DE LA HEe CON MDIDAS DE EE.RR Y AEE 1. ENERGÍA ELÉCTRICA SECTOR EMPRESAS Medida 1 Cogeneración Almazara y Distric Heating KWh Medida 2 Generación electrica con biomasa CR KWh Medida 3 Valorización de RSU kWh Medida 4 Instalaciones FV en cubiertas Industriales KWh KWh CORPORACIÓN MUNICIPAL 9.118.987 7.394.435 3.061.800 4.200.000 0 Medida 1 Instalaciones FV conectadas a Red KWh Medida 2 Ahorro en iluminación KWh 11.022,480 15.120,000 0,000 477,486 0,000 71 71 71 71 71 155,25 212,96 0,00 6,73 0,00 18,63 25,55 0,00 0,81 0,00 84.467,71 1,0000 304,084 71 4,28 0,51 6,48 57.112 1,0000 205,603 71 2,90 0,35 4,38 KWh 1,0000 0,000 71 KWh 1,0000 0,000 132.635 141.580 0,00 0,00 0,00 71 0,00 0,00 0,00 KWh 71 0,000 0,00 0,00 KWh 71 0,000 0,00 0,00 DOMICILIOS 1.582.972 Cambios en iluminación interiror FV en cubiertas 695 567 234,73 321,99 0,00 10,17 0,00 11 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000 KWh 2. COMBUSTIBLES GAS OIL 117 55.125 1,0000 1.527.847 1,0000 5.500,249 71 77,468 9,30 117,13 3.661.690 SECTOR EMPRESARIAL 1.465.300 Medida 1 Cogeneración Almazara y Distric Heating k Wh 86,1% 70,2% 1,3% 14,5% 112 13,9% 112 13,9% 1.465.300 44 1 5.275,080 71 74,30 8,92 112,34 Medida 3 Valorización de RSU kWh 0 44 1 0,000 71 0,00 0,00 0,00 Bomba de calor geotérmica kWh 0 44 1 0,000 71 0,00 0,00 0,00 44 44 44 1 1 1 0,000 0,000 0,000 71 71 71 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 44 44 44 1 1 1 0,000 0,000 0,000 71 71 71 0,000 0,000 0,000 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0 0,00 0,00 0,00 44 1 0,000 71 0,000 0,00 0,00 0 1 1 7.321 586 1 0 71 0,000 0,00 0,0% 1 1.984,846 0 0,000 0,000 0,000 0 0,000 TOTAL 807 100,0% kWh kWh kWh CONSUMO MUNICIPALES Caldera de biomasa Consistorio Caldera de biomasa Colegio 0 L L € 0 0 0 L CONSUMO PARTICULARES Estufas de biomasa domiciliarias Instalaciones ST domiciliarias Mejoras en el acristalamiento 3.- COMBUSTIBLE BIOMASA Almazaras y granjas avícolas kWh kWh 2.196.390 2.033.640 162.750 kWh 0 kWh 551.346 551.346 0,000 44 13.332.023 Fuente: Elaboración propia. 0,0% 0,0% MAPA DE LA HUELLA ECOLÓGICA ENERGÉTICA (HEe) UNA VEZ IMPLANTADAS LAS MEDIDAS DE ENERGÍAS RENOVABLES Y AHORRO Y EFICIENCIA ENERGÉTICA 6.2.3. Análisis DAFO. Los análisis DAFO son una metodología de análisis para la toma de decisiones ampliamente extendida que permite, por un lado, conocer las Debilidades y Formaleza internas y, por otro, identificar las Amenazas y Fortalezas del entorno. En este caso las debilidades y fortalezas se centrarán en el propio proyecto o iniciativa de conseguir la sostenibilidad energética del municipio de Albendín (Baena), teniendo en cuenta los consumos y necesidades energéticas del sector privado empresarial, el ámbito domiciliario y la Corporación municipal. Por otro lado, las amenazas y oportunidades se centran en el entorno, tanto a nivel físico (analizando la existencias de recursos energéticos o valorizables), pasando por el entorno cultural, social y político. Debilidades y fortalezas de la propuesta. Debilidades. Dentro de las debilidades se pueden destacar las siguientes: Iniciativa pionera: Se trata de un proyecto pionero que no tiene referencia a nivel de Andalucía, aunque hay iniciativas parecidas en otros países y actuaciones energéticas promocionadas por las corporaciones locales y/o empresas privadas. Este hecho puede considerar en sí mismo una debilidad del proyecto, debido a falta de una definición clara de los objetivos, metodologías y actuaciones. De esta forma habrá que poner especial atención al establecimiento de estas cuestiones en las fases de diseño del proyecto y evitar así desviaciones. Enfoque teórico desligado de las circunstancias reales: Este tipo de proyecto suelen pecar de un enfoque demasiado teórico que no tengan muy en cuenta las determinaciones y características particulares del entorno donde se piensan intervenir. Para evitar este hecho, el equipo de trabajo tendrá que ser muy consciente y poner atención en adecuar el proyecto a cada entorno concreto. Aspiraciones demasiado elevadas: No en todos los casos sería posible conseguir el objetivo absoluto de pleno autoabastecimiento energético, por lo que este nivel habrá que adaptarlo a la disponibilidad real de recurso conjugado con los análisis económicos financieros, así como con la implicación de empresarios, particulares y corporación municipal (implicación delos agentes sociales y políticos). Será más sensato pretender alcanzar propuesta más modestas realistas, que medidas pretenciosas que no sean implementables. Ausencia de un cliente final directo promotor de las medidas energéticas: El proyecto no ha sido encargado directamente por la corporación municipal, ni por un empresario concreto. En este caso hay un ente intermedio que abandera el proyecto, Fundación INNOVES, y que parte de la premisa que las actuaciones energéticas que contribuyan a alcanzar la sostenibilidad energética, deben ser promovidas por la sociedad municipal principalmente a través de estructuras de economía social. Por ello no hay un cliente final definido que vaya a implementar directamente las medidas que se propongan, sino que consistirá en sí mismo parte del proyecto conseguir activar el/los promotores que posteriormente lideren la implantación y explotación de las medidas energéticas, con el apoyo de Fundación INNOVES, Dirección General de Economía Social de la Consejería de Economía, Innovación y Ciencia, Grupo de Desarrollo Rural, Corporación municipal entre otros. Coordinación en la comunicación y flujo de información y documentación: El hecho de que no sean los beneficiarios o promotores finales la estructura de que haya encargado este proyecto supone la existencia de instituciones intermedias que pueden dificultar la dinámica de intercambio de información documentación. Especialmente dificultoso suele ser conseguir documentación de consumos de electricidad, combustibles, ocupaciones, etc., por lo que habrá que poner especial atención a la coordinación entre todos los eslabones de coordinación del proyecto. Plazos de ejecución: Cronogramas de ejecución demasiado cortos pueden provocar impresiones y falta de rigor en los resultados y propuestas. Es de vital importancia que el planteamiento sea realista y se adecue a los recursos disponibles a nivel municipal y a los intereses de los actores participantes, por lo que habrá que dar el suficiente tiempo de maduración a la propuesta. Fortalezas. Replicabilidad: El proyecto, no en sí mismo las medidas a implantar sino en la metodología de actuación, se puede repetir en otros municipios e incluso otros niveles administrativos o privados. Proyecto con repercusión social y ambiental: El objetivo de proyecto de alcanzar la sostenibilidad energética a nivel municipal con la participación de la ciudadanía a través de la puesta en marcha y explotación de medidas energéticas por medio de iniciativas de economía social, tiene una importante repercusión social y ambiental. Se trata de conseguir una disminución de los suministros energéticos externos, implantando medidas de ahorro que disminuyan los consumos; medidas de eficiencia que permitan un uso optimizado de la energía que se consuma y la implantación de instalaciones de energías renovables que sustituyan el uso de energías obtenidas a partir de fuentes no renovables. Creación de riquezas y empleo: Este proyecto en sus posteriores fases de instalación o puesta en marcha y explotación requerirá de personal para el montaje, la gestión, explotación y mantenimiento de las medidas a implantar. Por lo tanto es generador de empleo local, ya que esto es una de las condiciones del proyecto. Así como generador de riqueza por las inversiones a realizar y los réditos de la explotación de las instalaciones de generación energética. Apoyo de las Administraciones: EL carácter social y ambiental ya mencionado hace que el proyecto cuente con apoyos de las Administraciones favoreciendo su puesta en marcha y su financiación. Intercooperación: El hecho que el proyecto sea ejecutado por varias empresas especializadas en materia energética a través de intercooperación aporta un valor añadido a la metodología de trabajo y a los resultados finales. Otra vertiente de la intercooperación en este proyecto se genera a partir de la premisa que las medidas energética se pondrán en marcha por iniciativas de economía social creadas a partir de la ciudadanía del municipio, empresarios y corporación local, lo que constituye una cooperación entre diferentes ámbitos sociales. Contribución a los Objetivos 20/20/20: Este objetivo marcado por la Unión Europea para sí misma y para sus Estados miembros, consisten en alcanzar para el año 2020 una reducción del 20% del consumo energético, una reducción del 20% de las emisiones de los gases de efecto invernadero y que el 20% de la energía consumida sea de origen renovable. Este proyecto se dirige directamente en poner su grano de arena a favor de estos objetivos. Puesta en valor de residuos y subproductos y creación de sinergias: El proyecto no solo se centra en los recursos energéticos más directamente aprovechables (sol, viento, etc.), sino que además tendrá en cuenta otros recursos que pueden considerarse como subproductos o residuos (ejemplo: lodos de EDAR, restos forestales, restos industriales) y realizar una valorización energética de los mismos. De esta forma se pueden crear sinergias por la puesta en contacto de sectores productivos empresariales e incluso con la población social. De igual forma el proyecto puede crear sinergias a nivel económico al ponerse en contacto personas o grupos inversionistas locales con proyectos que requieren financiación y que presentan una atractiva rentabilidad. Amenazas y oportunidades del entorno físico y socioeconómico Amenazas. Dificultades de visualización del proyecto por las partes interesadas: Al no tratarse de un proyecto al uso de iniciativa municipal o privada de implementación de medidas de ahorro y eficiencia energéticas y/o implantación de instalaciones de energías renovables; sino que implica una participación de la ciudadanía, sector empresarial y corporación municipal. Este hecho puede provocar que no se visualice con claridad los objetivos del proyecto, las acciones a acometer y su dimensión. Especialmente puede crear recelo el hecho que no esté muy claro quiénes se ven favorecido con el proyecto y que haya algún colectivo que se sienta no incluido en los mismos. De igual forma, el proyecto puede parecer demasiado ambicioso y difícilmente financiable y alcanzable. Finalmente, los agentes implicados pueden interpretar que el proyecto los obliga a realizar desembolsos económicos particulares, para obtener resultados colectivos, lo cual no en todos los casos está bien aceptado. Necesidad de implicación de la ciudadanía: Inherente al propio proyecto es la participación social. Especial dificultad conllevará poner de acuerdo a ciudadanos, empresarios y administraciones, por lo que será necesario establecer líneas de trabajo a favor de la comunicación, la sensibilización e implicación en el proyecto. Elecciones y festividades: El proyecto se desarrolla en un ámbito temporal marcado por una elecciones municipales que pueden determinar de una forma u otra la evolución del mismo. De igual forma la festividad de la Romería del Rocío que afecta directamente al municipio de Villamanrique de la Condesa puede afectar la dinámica del mismo. Falta de información y dificultad en el acceso a la existente: El primer paso del proyecto es realizar un diagnóstico de la situación inicial de partida. Para definir esta foto es necesario información municipal, de las empresas del municipio e incluso de la ciudadanía. Acceder a esta información no es fácil por el receso que despierta su solicitud, porque no en todos los casos existe o no se puede encontrar. La falta de datos puede afectar significativamente a la calidad y exactitud del diagnóstico inicial. Contar con los máximos apoyos a la hora de solicitarla contribuirá positivamente a tener más probabilidad de conseguirla. De igual forma cuanto más directa sea la coordinación con las personas que la poseen mejores resultados se obtendrán. Necesidades de financiación: La implantación de las medidas energéticas conlleva la necesidad de inversión, pudiendo constituir una amenaza para poder ejecutarlas. Se propone ir a fórmulas mixtas de financiación donde participen Administraciones, empresas, particulares y grupos de inversión. Inadecuada gestión y mantenimiento de las medidas implantadas: Será necesario una gestión profesional del conjunto de medidas implantadas a través de las iniciativas empresariales participativas puestas en marcha. Una inadecuada gestión de las medidas de forma no profesional y una dejadez en el mantenimiento de las mismas, puede constituir una amenaza importe al éxito continuado del proyecto. Será necesario poner atención en formar los equipos de trabajo adecuados para que desempeñen estas funciones y dotarlos de la capacitación necesaria para que sean plenamente competentes. Oportunidades. Efecto demostrativo: Al no existir en Andalucía proyectos similares puesto en marcha, consisten en una oportunidad inmejorable para ser referente en materia de sostenibilidad energética. Pudiendo inducir a otras localidades a acometer proyectos similares, por lo que servirá de demostración real de cómo alcanzar un importante grado de autoabastecimiento energético. Imagen de marca “Pueblo sostenible o pueblo verde”: A las ya afamadas peculiaridades de Villamanrique como sus mantones o su larga tradición de todos aquellos usos y costumbres ligados a Doñana y a la romería de El Rocío. Se puede sumar la etiqueta de “Pueblo Verde” que genera su propia energía y pone en valor residuos para valorizarlos energéticamente. Alineamiento con las políticas europeas, estatales, autonómicas y locales: No cabe duda que los objetivos de este proyecto están alineados con las políticas de ahorro y eficiencia energética, promoción de las energías renovables, reducción de la dependencia energética exterior, economía sostenible, generación de empleo, etc. Este hecho constituye una oportunidad para canalizar apoyos y financiación para las diferentes fases del proyecto. Oportunidad para nuevos paradigmas: La situación de crisis ha puesto de manifiesto que los anteriores modelos socioeconómicos están agotados y que conllevan unos efectos perniciosos significativos en forma de calentamiento global, agotamiento de recursos naturales, desequilibrios sociales, inestabilidad financiera y de los mercados, etc. Es por tanto esta situación de crisis momento que permite obtener respaldo social para implementar modelos distintos a los tradicionales, basados en la participación social y el respeto al medio ambiente. CUADRO RESUMEN DEL ANÁLISIS DAFO DEBILIDADES DEL PROYECTO AMENAZAS DEL ENTORNO Iniciativa pionera. Dificultades de visualización del proyecto por las partes interesadas. Enfoque teórico desligado de las circunstancias reales. Necesidad de implicación de la ciudadanía. Aspiraciones demasiado elevadas. Elecciones y festividades. Ausencia de un cliente final directo. Falta de información y dificultad en el acceso a la existente. Coordinación en la comunicación y flujo de información y documentación. Necesidades de financiación. Inadecuada gestión y mantenimiento de las medidas implantadas. Plazos de ejecución. FORTALEZAS DEL PROYECTO OPORTUNIDADES DEL ENTORNO Replicabilidad. Efecto demostrativo. Proyecto con repercusión social y ambiental. Imagen de marca “Pueblo sostenible o pueblo verde”. Creación de riquezas y empleo. Alineamiento con las políticas europeas, estatales, autonómicas y locales. Apoyo de las Administraciones: Oportunidad para nuevos paradigmas. Intercooperación. Contribución a los Objetivos 20/20/20. Puesta en valor de residuos y subproductos y creación de sinergias. 6.2.4. Fórmulas de implementación instalaciones fotovoltaicas en viviendas e industria privada. Dado el carácter disperso de las actuaciones, la condición de privacidad de titularidad de las cubiertas afectadas, los niveles de inversión y las dificultades financieras actuales, entendemos que una fórmula adecuada para articular estas actividades de generación energética, pasa por la constitución de una ESE (Empresa de Servicios Energéticos), que podría tener una estructura de cooperativa. Dicha ESE podría llegar a acuerdos con los titulares de las cubiertas afectadas para el alquiler y cesión de la explotación de dichas cubiertas, a cambio de una remuneración económica definida como un porcentaje de los ingresos por venta anuales. A su vez la ESE gestionará el mantenimiento de dichas instalaciones, valorado en unos 6.000 €/año, lo que supondrá la contratación y mantenimiento anual de personal. Sobre la configuración y estructura de esta ESE se hará un planteamiento desarrollado más adelante. 6.2.5. Fórmulas de implementación instalaciones fotovoltaicas en las dependencias municipales. En este caso se pueden analizar diferentes escenarios de actuación. Primero, apostar por la misma forma de trabajo que en la estrategia anterior, es decir, la apuesta por la Empresa de Servicios Energéticos. Apuesta por iniciativas municipales bajo el amparo del Grupo de Desarrollo Local, y realizar la implantación de las medidas de forma autónoma, ya que se justifica la viabilidad del proyecto por sí misma. Entendemos que la forma más adecuada de adoptar la medida sería mediante la participación de la ESE, puesto que además de facilitar la situación económica del ayuntamiento sin ninguna sobrecarga financiera adicional, colaboraría al desarrollo de dicha empresa. Se podría apostar por escenarios mixtos. 6.2.6. Fórmulas de implementación medidas sobre alumbrado público. Para la implementación de estas medidas sería interesante acudir de la mano de empresas instaladoras a modelos económico-financieros, que ya existen en el mercado, de tal manera que el cliente, en este caso el ayuntamiento, no realiza ninguna inversión inicial, sino que es el propio ahorro que se consigue con la implantación de las medidas el que va pagando los costes de la instalación de las diferentes medidas propuestas. 6.2.7. Fórmulas de implementación planta de cogeneración y district heating. Entendemos que la fórmula de implementación más adecuada sería la constitución en forma de cooperativa que englobe a los actuales asociados y que gestione la logística y recogida de los residuos tanto internos (hueso de aceituna), como los externos (restos de poda), así como la venta de energía eléctrica y térmica, y el reparto de los ingresos económicos generados. 6.2.8. Fórmulas de implementación generación eléctrica mediante biomasa. Entendemos que una posible fórmula de implementación sería la constitución de una cooperativa que englobase a los actuales comuneros que constituyen la comunidad de regantes. Dicha cooperativa se constituiría como productora de energía en régimen especial vendiendo la energía directamente a la red de distribución eléctrica y gestionaría la compra de los residuos (restos de poda) y transporte para su valorización energética en dicha planta. 6.2.9. Fórmulas de implementación de un plan de actuación integral. Se propone en este caso como elemento vehicular la creación de una cooperativa de usuarios consumidores y generadores que aglutine a la mayor parte del tejido social. La función de esta cooperativa sería: Gestionar la contratación de los suministros energéticos a los asociados. Dado el volumen de contratos se ganará en capacidad de negociación tanto para la obtención de precios, como para la gestión de posibles reclamaciones. Asesoramiento a los asociados a la hora de analizar la idoneidad de las medidas a implantar, así como ayuda en la gestión de los incentivos y líneas de financiación disponibles. Dinamizar eventos que fomenten el uso de estas tecnologías. Marcar objetivos de implantación, estudiar nuevas iniciativas y realizar un seguimiento e informes periódicos. 7. Conclusiones. Después de muchas líneas de trabajo y como primera conclusión habría que indicar que esta metodología ya es una realidad y que como se ha ido desgranando a modo de ejemplos durante su redacción, la transposición al ámbito rural de los conceptos y variables de una auditoría industrial ya han dado sus frutos en el municipio de Albendín, Baena, Córdoba. Los resultados han sido más que satisfactorios, por un lado y desde el punto de vista técnico, el análisis de las instalaciones y sus correspondientes facturas de consumo energético han mostrado bien a las claras las curvas de demanda y perfiles de uso, facilitando información clara y precisa de las necesidades energéticas del municipio. La simulación de los escenarios económicos, si bien se ha basado en las normativas y regulaciones que estaban en vigor en las fechas en que se realizaron los estudios y deberían ser actualizados, resulta un ejercicio necesario y muy interesante desde un punto de vista ingenieril, no restando ningún valor a las conclusiones obtenidas desde la motivación y perspectiva de este documento. Desde el punto de vista medioambiental, se han podido caracterizar todos los recursos naturales del municipio y las posibilidades que ofrece por su orografía, ubicación y entorno, ofreciendo soluciones a la generación de energía en unos casos y al tratamiento de contaminantes en otros. Y por último, la aceptación por parte de los principales actores sociales de la localidad del proyecto y su alto grado de implicación no dejan ninguna duda de que este tipo de iniciativas son muy bien valoradas por la sensibilización que nuestra sociedad está demostrando hacía los nuevos modelos energéticos, sociales y de gobernanza. La puesta en valor del territorio ya no es una visión idealista, ni un proyecto en la mente de algunos, es una exigencia y una necesidad que nos demanda la Sociedad y en Albendín ya han comenzado a dar sus primeros pasos. 8. Futuras Investigaciones. Este texto profundiza en una metodología de transposición al ámbito rural de las herramientas propias de una auditoría energética en la industria, poniendo de manifiesto que es posible llevar a cabo este tipo de estudios en poblaciones por debajo de los 5000 habitantes y además conseguir satisfacer gran parte de sus necesidades energéticas con recursos propios de la zona. Sin embargo queda abierto un gran campo de trabajo en la búsqueda de metodologías que faciliten su implementación en localidades por encima de los 5000 habitantes, dadas las complejidades que pueden encontrarse tanto en la toma de datos, participación ciudadana, estudios medioambientales, desarrollo de iniciativas, etc. Además el desarrollo de este documento, como ya se ha detallado, se corresponde con la primera fase de un proyecto mucho más ambicioso y duradero en el tiempo, por lo que también sería interesante conocer cómo esta metodología se adapta a los nuevos escenarios energéticos, sociales y medioambientales y a los desafíos en estas materias que a buen seguro nos deparará un futuro no muy lejano. 9. Bibliografía. Fundación Energías Renovables. Agosto 2011. El camino hacia un modelo energético sostenible. Ley 14/2011, de 23 de diciembre, de Sociedades Cooperativas Andaluzas. AEDIE, Cámara Oficial de Comercio e Industria de Madrid y Comunidad de Madrid. Abril 2003. Manual de auditorías energéticas. Imprime Modelo, S.L. Agencia Andaluza de la Energía. 2011. Metodología para la elaboración de auditorías energéticas en la industria. Servigraf Artes Gráficas. IDAE. Octubre 2008. Protocolo de auditorías energéticas de las instalaciones de alumbrado público exterior. EVE-EUDEL. Febrero 2003. Guía municipal de sostenibilidad energética. Ecolograf. Asistencia Técnica Clave S.L. “Energías Alternativas: Un futuro para el mundo rural. Situación del ámbito del Guadajoz y Campiña Este Cordobesa”. Diciembre 2008. Consejería de Medio Ambiente. Mapa de usos y coberturas vegetales de Andalucía. 2003. Escala 1/25.000, por hojas del MTN. Ayuntamiento de Baena. 2010. Plan de Acción de Baena. Programa de Sostenibilidad Ambiental. Ciudad 21. Cobos Rodríguez M. López Rodríguez F. y otros. 2007. Valoración de la Producción de Biomasa en Extremadura. Proyecto BIOTERMI. Interreg III-A. Agencia Extremeña de la Energía. Manual de Servicultura del Eucalipto. 2004. Instituto Nacional de Meteorología. Centro meteorológico de Andalucía Occidental. Instituto de Investigación Agraria y Pesquera. Consejería de Agricultura y Pesca. Junta de Andalucía. Agencia Andaluza de la Energía. Datos a base de estudios y cálculos de la Universidad de Jaén. Agencia Andaluza de la Energía. 2011. Datos energéticos de Andalucía. La Huella Ecológica de Andalucía. Una Herramienta para medir la Sostenibilidad. Consejería de Medio Ambiente. Agencia Andaluza de la Energía. Zonas Eléctricas de Evacuación (ZEDE). REE. Instituto Andaluz de Estadística. Instituto Nacional de Estadística. Agencia de Desarrollo Local. Servicio Andaluz de Empleo. Observatorio Argos. Investigación Agraria y Pesquera. Documento de alegaciones al POTAUS de Villamanrique de la Condesa. Avance PGOU Villamanrique de la Condesa. Diciembre 2006. Agencia Andaluza de la Energía. Potencial Minihidráulico en Andalucía. Agencia Andaluza de la Energía. Diciembre 2009. Potencial Geotérmico en Andalucía. Diputación de Granada. Febrero 2006. Proyecto AUD-GRA, plan de actuación energética municipal. Pacto de los Alcaldes. http://www.pactodelosalcaldes.eu EURONET 50/50. http://www.euronet50-50.eu Diputación de Huelva. Programa ACCELERATE. INNORURAL SOSTENIBLE. Proyecto KnowInG. Concurso FUTURE-ANDO.
