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definición de modelos deproyectos empresariales

IDENTIFICACIÓN, INFRAESTRUCTURAS Y NORMATIVA LEGAL, RECURSOS ENERGÉTICOS

COMARCALES, PLAN DE NEGOCIO Y ESQUEMA METODOLÓGICO DE APROVECHAMIENTO DE

RECURSOS, DE LA ACCIÓN CONJUNTA, “ENERGÍAS ALTERNATIVAS: UN FUTURO PARA EL

MUNDO RURAL”

Definición de modelos de proyectos empresariales para energías renovables

Diciembre, 2008

Asistencias Técnicas CLAVE, S.L.

ENERGIAS ALTERNATIVAS

Un futuro para el mundo rural 2



Índice

1 PRESENTACIÓN.................................................................................................. 5 2 INTRODUCCIÓN.................................................................................................. 9 3 SOLAR........................................................................................................... 13 3.1 Fotovoltaica ................................................................................................... 13 3.2 Termosolar..................................................................................................... 16 4 EÓLICA .......................................................................................................... 19 5 BIOMASA........................................................................................................ 23 5.1 Planta de producción de pellets........................................................................... 23 5.2 Planta de aprovechamiento de orujillo .................................................................. 25 5.3 Planta de tratamiento de residuos ganaderos .......................................................... 26 6 CONCLUSIONES................................................................................................ 31



1 PRESENTACIÓN

El presente documento, titulado DEFINICIÓN DE MODELOS DE PROYECTOS EMPRESARIALES

PARA ENERGÍAS RENOVABLES, forma parte de los estudios sectoriales elaborados dentro del

proyecto denominado IDENTIFICACIÓN, INFRAESTRUCTURAS Y NORMATIVA LEGAL. RECURSOS

ENERGÉTICOS COMARCALES. PLAN DE NEGOCIO Y ESQUEMA METODOLÓGICO DE

APROVECHAMIENTO DE RECURSOS, desarrollado por la empresa consultora Asistencias

Técnicas Clave, s.l., con la colaboración de Arenal Grupo Consultor, s.l., para la definición de

modelos de proyectos empresariales, por encargo de la Asociación para el Desarrollo del

Guadajoz y Campiña Este de Córdoba, como entidad coordinadora de la Acción Conjunta

“Energías Alternativas: Un Futuro Para el Mundo Rural”, en el marco del Programa Regional

“Leader Plus” de Andalucía.

El ámbito de dicho proyecto lo forman los municipios de las provincias de Almería, Cádiz,

Córdoba y Sevilla, integrados en las siguientes Agrupaciones para el Desarrollo Rural:

Guadajoz y Campiña Este de Córdoba, Medio Guadalquivir, la Campiña y los Alcores de

Sevilla, Bajo Guadalquivir, Gran Vega de Sevilla, Valle del Alto Guadiato, Aljarafe-Doñana, y

Levante Almeriense.

El objetivo general del proyecto es determinar las posibilidades de aprovechamiento que

ofrecen las energías renovables y evaluar el potencial y las limitaciones que presenta cada

uno de los ámbitos comarcales para desarrollar proyectos destinados a la producción y

comercialización de energía, de forma que no se consideran aquellas instalaciones destinadas

al autoconsumo, las que por su dimensión no se incluyen en el Régimen Especial y las que no

tienen una presencia relevante.

El documento consta de tres bloques, dedicados al análisis económico de la estructura de los

aprovechamientos tipo de energía solar, eólica y de biomasa y forma parte de una

documentación total que incluye otros volúmenes dedicados a:

• La situación de las energías renovables: solar, eólica, biomasa e hidroeléctrica.

• Los condicionantes para la implantación de instalaciones energéticas derivados de la

tramitación, la planificación urbanística y medioambiental o las infraestructuras

energéticas.



• La situación actual y las perspectivas en cada uno de los ámbitos.

• Finalmente, se incluye un documento metodológico con la traslación del potencial de

producción energética de cada uno de los recursos considerados a consumos (hogares y

habitantes) y ahorro de emisiones.



2 INTRODUCCIÓN

Las oportunidades actuales y futuras de utilización de las energías renovables en Andalucía

están relacionadas con la cantidad y calidad del recurso, con la maduración de la tecnología

de aprovechamiento, con la capacidad de absorción de la red eléctrica y con las limitaciones

derivadas de la ordenación de estos usos.

La situación general es la siguiente:

La energía solar es la que goza de una mayor presencia, gracias a valores generales de

insolación que aseguran aprovechamientos rentables en la mayor parte del territorio, lo que

ha propiciado una amplia implantación de:

• Instalaciones térmicas sencillas que permiten usos aislados destinados, fundamentalmente,

al consumo directo en hogares (agua sanitaria). Sin embargo, no son objeto preferente de

este trabajo, puesto que su instalación no responde a un proceso de inversión empresarial.

• Sistemas fotovoltaicos, que pueden ser instalaciones destinadas al autoconsumo (no son

objeto preferente de este estudio), o bien instalaciones en suelo (huertos solares) o en

cubierta conectadas a la red eléctrica con objeto de vender energía.

Esta tecnología está en un nivel de maduración insuficiente, tanto respecto a su capacidad

de aprovechamiento, como a su tasa de retorno energético (EROI), aunque, la moderada

dimensión de la potencia instalada en este tipo de plantas no supone un problema difícil

para su conexión a la red, lo que permite su implantación en emplazamientos muy

diversos.

• Plantas termosolares, generadoras de electricidad a partir del calentamiento de fluidos

que mueven turbinas, de gran complejidad tecnológica, que requieren grandes inversiones

y otros elementos no siempre disponibles, como agua abundante, la utilización de energías

complementarias para momentos de decaimiento de la producción y sistemas de

almacenamiento energético que permitan gestionar la entrega de la producción a la red.

Además, debido a su gran capacidad de generación eléctrica, requieren infraestructuras de

evacuación propias para conectar en nodos de la red de mayor nivel.



Las diversas tecnologías utilizadas presentan tasas de retorno energético positivas, y la

dimensión de la planta favorece su gestionabilidad en la red, al disponer de capacidad de

respuesta a la demanda. En el momento presente el punto crítico es la resolución

satisfactoria del almacenamiento de la energía generada.

La tecnología de aprovechamiento de la energía eólica ha sido la que ha madurado más

rápidamente, facilitando su difusión hasta alcanzar un peso significativo entre las fuentes de

generación eléctrica en Andalucía y en España. La mejora de la eficacia y eficiencia de las

máquinas ha permitido extender el territorio donde la calidad del recurso sustenta la

viabilidad técnica y económica de un parque eólico. La tasa de retorno energético es ya

claramente positiva y puede mejorar algo más en los próximos años.

Las restricciones iniciales a su expansión fueron de carácter ambiental, debido a la

coincidencia entre emplazamientos de mayor calidad de recurso y de mayor valor ambiental;

en la actualidad, se produce además una restricción por la dificultad de encontrar un punto

de conexión en la red eléctrica. En España no se han desarrollado todavía ámbitos con

potencial como el eólico marino y los espacios urbanizados (infraestructuras y espacios

productivos).

Por su parte, el aprovechamiento de la biomasa, la principal fuente de energía en las

comunidades rurales tradicionales, ha asistido a un intenso despegue tecnológico en los

últimos años, lo que ha permitido ampliar los combustibles utilizados y mejorar los

aprovechamientos energéticos. La parte negativa de esta fuente es su aprovechamiento vía

combustión, lo cual merma su contribución a la reducción del efecto invernadero.

Las opciones con mayor presencia en el aprovechamiento energético de biomasa son:

• La utilización de restos forestales, agrícolas e industriales para la producción directa de

calor, ya sea para uso a pequeña escala (doméstico, pequeña industria, servicios…) o a

través de la preparación industrial de un producto homogeneizado (pellets, cáscaras…)

convierte en factor determinante a la disponibilidad de una materia prima combustible

que sea homogénea y accesible, lo que explica que en Andalucía haya primado el uso de

todos los subproductos del olivar, que cumple estas condiciones.

• Los cultivos agrícolas son susceptibles de ser utilizados como combustible para producir

calor, electricidad para su venta a través de la red, o biocombustibles complementarios o

sustitutivos de los combustibles fósiles en el transporte. Las opciones de esta fuente



energética para producir biocombustibles se encuentran en un impasse, debido, entre

otras cuestiones, a la tasa de retorno energético negativa, tras una etapa reciente en la

que han gozado de grandes expectativas.

• A partir de la descomposición de residuos urbanos y ganaderos se produce biogás, apto

para su comercialización o para la generación de calor o electricidad.

Principales aprovechamientos de energías renovables

Fuente Aprovechamiento Tecnología Producción Aplicación Principal

Térmico a baja temperatura

Colectores Planos Calor Autoconsumo

Colectores Cilindroparabólicos

Torre y helióstatos Termoeléctrica o Termosolar

Generadores Discoparabólicos

Electricidad Venta a la red

Instalaciones aisladas Autoconsumo

Instalaciones conectadas a red en suelo

Venta a la red

Solar

Fotovoltaico

Instalaciones conectadas a red en cubierta

Electricidad

Autoconsumo/ Venta a la red

Eje horizontal Eólica Rotores

Eje vertical Electricidad Venta a la red

Tratamiento de residuos forestales, agrícolas e industriales

Plantas de secado y homogeneizado

Combustibles sólidos (pellets, huesos, cáscaras…)

Venta

Calderas biomasa Combustión de biomasa

Calderas Co-generación Electricidad

Autoconsumo/ Venta a la red

Residuos urbanos y ganaderos

Digestores de materia orgánica y calderas

Electricidad y gas Autoconsumo/ Venta a la red

Biomasa

Producción de biocombustibles

Plantas de refinado Biodiesel, etanol, glicerinas, aditivos

Venta

Hidroeléctrica Salto de agua Centrales de turbinado Electricidad Venta a la red

Geotérmica Poco relevante en Andalucía

FUENTE: AT Clave, sl.

La producción hidroeléctrica ha sido tradicionalmente la base de la producción de energía

eléctrica a partir de una fuente renovable, a partir de grandes embalse; no obstante su

inclusión dentro del bloque de las energías acogidas al régimen especial de renovables se

reserva para las instalaciones de menor dimensión, las centrales “mini o micro” eléctricas.



La energía geotérmica se incluye con objeto de completar el inventario de renovables,

aunque no se desarrolla en el proyecto dada su escasa implantación en Andalucía y su bajo

potencial en instalaciones conectadas a la red. No obstante, hay que señalar que la

utilización de esta fuente energética en ámbitos domésticos (climatización de edificios, por

ejemplo) goza de un enorme potencial de desarrollo.

Dado que el objetivo del proyecto, como se ha señalado en el capítulo introductor, es el

análisis de aquellas energías y aprovechamientos con capacidad de propiciar proyectos de

venta de energía generadores de renta y empleo en el medio rural, no se incluirán dentro de

los análisis ni los usos termosolares y geotérmicos destinados al consumo doméstico, ni las

grandes infraestructuras hidráulicas que por su dimensión quedan fuera del Régimen Especial

y, también, de la capacidad de los emprendedores locales.



3 SOLAR

3.1 FOTOVOLTAICA

3.1.a En suelo

La producción de energía solar fotovoltaica es viable técnica y económicamente a partir de

capacidades muy pequeñas, incluso inferiores a 0,5 MW, lo que ha propiciado la puesta en

marcha en España en los últimos años de numerosas instalaciones de este tipo, conocidas

como “huertos solares”.

La inversión por unidad de producción se reduce a medida que aumenta la capacidad de

producción de los huertos solares, con un descenso del 10% cuando se pasa de 2 MW a 10 MW,

evolucionado entre estas dos capacidades, tal como se recoge en la siguiente tabla.

Potencia instalada (MW) Indicadores

2 4 6 8 10

Inversión 13.888.000 27.081.600 39.580.800 51.385.600 62.496.000

Inversión/MW 6.944.000 6.770.400 6.596.800 6.423.200 6.249.600

Inversión/MW (2 MW = 100) 100,0 97,5 95,0 92,5 90,0

Fuente: Energés Gestión Medioambiental, sl.

Los huertos solares que más frecuentemente se crean tienen una capacidad en torno de 2

MW, siendo la inversión necesaria para su puesta en marcha de, aproximadamente, 14

millones de euros, de los que tres cuartas partes se destinan a módulos fotovoltaicos e

inversores.



La distribución por partidas se recoge en la siguiente tabla.

Partidas Inversión %

Acondicionamiento de terrenos 143.569 1,0

Cimentaciones 144.266 1,0

Canalizadores 31.982 0,3

Obra civil 319.817 2,3

Seguidores solares 1.962.199 14,1

Módulos fotovoltaicos e inversores 10.458.844 75,3

Instalaciones eléctricas fotovoltaicas 855.213 6,2

Monitorización y control 79.202 0,6

Instalaciones auxiliares 184.638 1,3

Instalaciones 13.540.096 97,5

Seguridad y Salud Laboral 28.087 0,2

Otros 28.087 0,2

Total 13.888.000 100,0

Fuente: Energés Gestión Medioambiental S.L.

En la obra civil se imputan los tributos locales asociados a la inversión, que en conjunto

ascienden al 14% del importe de la obra civil (4% de ICIO y 10% de la prestación

compensatoria).

Potencia instalada (MW) Indicadores

2 4 6 8 10

Costes de explotación 621.520,0 1.215.264,0 1.781.232,0 2.319.424,0 2.829.840,0

Costes/MW 310.760,0 303.816,0 296.872,0 289.928,0 282.984,0

Costes/MW (2 MW = 100) 100,0 97,8 95,5 93,3 91,1

Amortización (% del total) 89,4 89,1 88,9 88,6 88,3

Mantenimiento (% del total) 7,1 7,2 7,4 7,6 7,8

Otros (% del total) 3,5 3,6 3,7 3,8 3,9

FUENTE: Energés Gestión Medioambiental, sl. y Arenal Grupo Consultor, sl.

El principal coste de explotación de los huertos solares es la amortización técnica de las

instalaciones, cuya vida útil se sitúa en torno a 25 años, representado en torno al 88% del

coste total para instalaciones entre 2 y 10 MW de potencia. Los demás costes corresponden



principalmente al mantenimiento de las instalaciones (7% – 8%) y otros costes como seguridad,

gestión, seguros, etc. (3% – 4%).

La superficie de un huerto solar es por término medio de 2,75 hectáreas por MW en

instalaciones fijas y 6 hectáreas por MW en instalaciones con seguimiento, aunque la

variabilidad es muy alta dependiendo de las características de las parcelas y de la disposición

del propietario a vender o alquilar una parte de ella.

Los empleos asociados a la construcción del huerto solar son aproximadamente 50, en tanto

que en el funcionamiento se crean aproximadamente 0,5 puestos de trabajo por MW, de tal

forma que un huerto de 2 MW genera del orden de 1 empleo.

3.1.b En cubierta

Es posible implantar instalaciones fotovoltaicas en cubierta a partir de 100 m2, con un

requerimiento superficial de unos 400 a 500 m2 para una planta estándar de 500 KW, aunque

con grandes variaciones dependiendo de la morfología de la cubierta y su orientación.

Respecto al coste, los datos disponibles señalan que para una instalación de 100 KW, el coste

ronda los 600.000 euros, con las características que se presentan en el siguiente cuadro.

Datos técnicos del proyecto tipo

Potencia nominal instalación total KW 100

Potencia pico KW 110

Coste Wp instalado 6,00 euros

Inversión Total 660.000 euros

Curva de degradación rendimiento anual 0,80%

FUENTE: Eurener, energía solar



Los gastos de operación y mantenimiento son poco elevados siempre que se cuente con

cubiertas propias:

Datos operación y mantenimiento del proyecto

Alquiler 0,00 euros

Seguros 1.500,00 euros

Gastos O. y M. 2.000,00 euros

Nota: No se imputan gastos de alquiler debido a que se plantea la operación en instalaciones propias Fuente: Eurener. Energía Solar.

Existen seguros específicos para este tipo de instalaciones que responden de los daños

ocasionados por todo tipo de riesgos que puedan amenazar la instalación (granizo, robo, caída

de rayo, etc.).

En caso de renovación o rehabilitación de la cubierta se puede desmontar fácilmente la

instalación y reponerla utilizando las mismas estructuras y paneles, con un mínimo coste

económico y de tiempo empleado. En caso de traslado o venta de la nave, la instalación se

puede vender como activo, o se puede pedir el traslado del punto de conexión a otro

emplazamiento. El coste de la operación de traslado es mínimo, ya que prácticamente todos

los materiales de la instalación se pueden reponer.

3.2 TERMOSOLAR

3.2.a De torre central

La inversión por MW según el Centro de Investigaciones Energéticas, Medioambientales y

Tecnológicas (CIEMAT) está en torno a 3 millones de euros por MW (Energía Solar Térmica de

Concentración. Estado actual. CIEMAT, 2006.), de tal forma que la inversión en una planta

como la de Solúcar Solar, sa., única de este tipo en funcionamiento en España, sería de

aproximadamente 33 millones de euros.

Las cuentas anuales Sanlúcar Solar, sa., reflejan un inmovilizado material bruto de 48,1

millones de euros, casi 4,5 millones de euros por MW, lo que representa un 45% más de

inversión por unidad de capacidad instalada que la estimada por el CIEMAT.



Esta planta ocupa aproximadamente 7,5 hectáreas, superficie en la que se extienden 624

helióstatos de 120 m2 cada uno (0,68 hectáreas / MW), siendo su capacidad de producción de

24,3 GWh.

Los costes de explotación más relevantes corresponden a la amortización técnica de las

instalaciones, gastos de personal, mantenimiento y consumo de gas. La producción de

electricidad mediante esta tecnología tiene un coste según el CIEMAT de 0,18-0,20

euros/kWh, cuantía que se reduce a 0,10-0,15 euros/KWh mediante ciclos combinados y que

se espera que en poco tiempo esté en torno a 0,06 euros/KWh.

La construcción de este tipo de plantas genera según la Agencia Andaluza de la Energía en

torno a 10 empleos/MW, en tanto que en durante el funcionamiento se estima en torno a 1-

1,5 empleos/MW.

3.2.b Cilindro parabólica

Esta tecnología requiere una inversión de 4,5-5 millones de euros/MW, si la planta no cuenta

con un sistema de almacenamiento térmico, y 2 millones de euros más/MW si dispone de él

(10 horas).

Las plantas más frecuentes son de 50 MW, por lo que la inversión necesaria está en torno a

225–250 millones de euros sin sistema de almacenamiento térmico (325-350 millones de euros

con almacenamiento térmico), con la distribución por partidas que se recoge en la siguiente

tabla.

Sin almacenamiento térmico Con almacenamiento térmico

Partidas Importe

(millones de euros) %

Importe

(millones de euros) %

Campo solar 130,5 58,0 130,5 40,2

Bloque de potencia 31,5 14,0 31,5 9,7

Obra civil 45,0 20,0 45,0 13,8

Almacenamiento térmico 0,0 0,0 100,0 30,8

Otros 18,0 8,0 18,0 5,5

Total 225,0 100 325,0 100

FUENTE: Elaboración propia.



Los principales costes de explotación son la amortización técnica de las instalaciones, gastos

de personal, mantenimiento y consumo de gas. Según el CIEMAT el coste de producción de

electricidad mediante esta tecnología es de 0,12-0,14 euros/kWh, cuantía que tenderá a

reducirse hasta situarse en torno a 0,08 euros/kWh por la reducción de costes en los

componentes.

La superficie necesaria para una planta de 50 MW es de aproximadamente 39 hectáreas sin

almacenamiento térmico y de 60 hectáreas con almacenamiento térmico.

La construcción de una planta de este tipo genera de media anual 250 empleos durante 2,5

años si no cuenta con almacenamiento térmico y 3 años si lo tiene. Para el funcionamiento se

requiere 50-70 personas si la planta no dispone de almacenamiento térmico y 10 personas más

si cuenta con él.



4 EÓLICA

Las características del parque eólico tipo son, según el Instituto para la Diversificación y el

Ahorro Energético (IDAE, Manual de Energías Renovables, 2006), las siguientes:

• Potencia nominal, 25 MW.

• Potencia unitaria máquina, 1.250 kW

• Diámetro de rotor, 65 m, Altura buje, 60 m.

• Línea de evacuación, 10 KM y 132 kV.

El coste de la inversión se sitúa en torno a 1,2 millones de euros/MW, de tal forma que un

parque eólico de 25 MW requiere una inversión de aproximadamente 30 millones de euros.

La sensibilidad de la inversión a la potencia instalada es importante en los parques eólicos,

reduciéndose en un 42% por unidad de capacidad si se incrementa de 2 MW a 10 MW (tal como

se recoge en la tabla), lo que refuerza la tendencia hacia parques de mayor capacidad,

superando habitualmente en la actualidad del 25 MW.

Inversión/MW

Potencia (MW)

Inversión (millones

euros) Millones de

euros 2 MW = 100

2 4,5 2,25 100,0

4 7,2 1,80 80,0

6 8,6 1,43 63,6

8 10,8 1,35 60,0

10 13,1 1,31 58,2

FUENTE: Manual de Energías Renovables. Energía Eólica. IDAE, 2006, y elaboración propia.

La adquisición de aerogeneradores es el principal componente de la inversión de un parque

eólico, aumentado la proporción que representan en la inversión a medida que la capacidad

del parque aumenta, pasando del 48% para 2 MW al 74% para 25 MW.

El resto de las partidas consisten en equipamiento eléctrico (17% de la inversión total), obra

civil (5%) y “otras inversiones” (4%).



En “otras inversiones” se incluyen estudios previos (viabilidad, impacto ambiental, etc.),

elaboración del proyecto de ejecución, otros asesoramientos y terrenos si son adquiridos,

cuyo importe medio se estima en torno a 5.000 euros MW (en torno a 0,3% de la inversión

total).

En el apartado “obra civil” se imputan los tributos locales asociados a la inversión, que en

conjunto ascienden al 14% del importe de la obra civil (4% de ICIO y 10% de la prestación

compensatoria).

Potencia (MW) 2 4 6 8 10 25

Aerogeneradores (% inversión) 41 51 64 68 70 74


La producción media de un parque de 25 MW es de 2.350 horas anuales, 47.000 horas en los

20 años de vida útil, aunque estas cifras están muy supeditadas a la calidad del

emplazamiento, es decir, al número de horas con viento suficiente para el funcionamiento de

los aerogeneradores.

La amortización técnica de la inversión es la principal partida de los costes de funcionamiento

de un parque eólico, pues su vida útil es de 20 años y, por tanto, anualmente se imputa en la

cuenta de resultados un 5% del valor de la inversión. Para un parque de 25 MW esta partida

representa anualmente del orden de 1,5 millones de euros.

El resto de los costes ascienden a aproximadamente 1,6 céntimos de euros por kWh, de tal

forma que para un parque de 25 MW que opere 2.350 horas estos otros costes ascienden a

0,94 millones de euros, con la siguiente distribución (media de todo el periodo de

funcionamiento del parque):

• Operación y mantenimiento, 57%.

• Alquiler de terrenos, 16%.

• Seguros e impuestos, 14%.

• Gestión y administración, 13%.

Un 87% de los gastos de operación y mantenimiento corresponden a aerogeneradores y un 13%

al resto de instalaciones.



Dado que los costes fijos representan una parte muy elevada de los costes de explotación

(amortización técnica, alquiler de terreno, etc.), en torno al 78% para 25 MW que opere 2.350

horas al año, la rentabilidad de los parques eólicos está muy supeditada a la calidad del

emplazamiento, pues mientras los ingresos de explotación crecen en la misma proporción que

lo hace el número de horas de operación anual, los costes de explotación lo hacen bastante

menos.

Así, para un parque de 25 MW que opere 1.500 horas, si se cede la electricidad a la red de

transporte y se percibe la tarifa regulada en 2008 (75,681 euros/MWh), el beneficio anual es

de 0,39 millones de euros, en tanto el beneficio se sitúa en 3,24 millones de euros si el

número de horas de funcionamiento es el doble.

La evolución entre estos dos niveles de funcionamiento se recoge en la siguiente tabla.

Horas de funcionamiento Indicadores

1.500 2.000 2.500 3.000

Producción (kWh) 37.500.000 50.000.000 62.500.000 75.000.000

Ingresos (euros) 2.838.038 3.784.050 4.730.063 5.676.075

Costes (euros) 2.246.200 2.360.200 2.474.200 2.588.200

Beneficios (euros) 591.838 1.423.850 2.255.863 3.087.875

FUENTE: Elaboración propia

Los costes fijos de un parque de 25 MW que opere 1.500 horas representan un 85% de los

costes totales y un 67% de los ingresos, en tanto que si se opera el doble de horas estas

proporciones descienden al 74% y 33% respectivamente.

La evolución entre estos dos niveles de funcionamiento se recoge en la siguiente tabla.

Horas de funcionamiento Indicadores

1.500 2.000 2.500 3.000

Costes fijos 1.904.200 1.904.200 1.904.200 1.904.200

Costes variables 342.000 456.000 570.000 684.000

Costes fijos/Costes totales (%) 84,8 80,7 77,0 73,6

Costes fijos/Ingresos (%) 67,1 50,3 40,3 33,5




Los empleos asociados a la construcción de un parque eólico son aproximadamente 80–90, en

tanto que en el funcionamiento se crean en torno a 0,25 – 0,30 puestos de trabajo por MW, de

tal forma que un parque de 25 MW genera en torno a 6–7,5 empleos.



5 BIOMASA

5.1 PLANTA DE PRODUCCIÓN DE PELLETS

El pellet se produce por lo general con residuos o subproductos de los procesos de aserrado y

transformación de la madera, siendo las materias primas más comunes la viruta, el aserrín y

las astillas; también pueden producirse usando otro tipo de biomasa, como por ejemplo los

residuos de podas, aunque en este caso la materia prima debe primeramente almacenarse

(asegurando la disponibilidad de materia prima fuera de la temporada agrícola) y secarse, ya

que el contenido de humedad óptimo para la producción de pellets está entre el 10% y el 15%.

Su fabricación se realiza a través de técnicas poco complejas, disponibles en el mercado y

que no requieren elevadas inversiones. El resultado es una fuente de energía que puede ser

almacenada y transportada fácilmente, lo que aporta una gran versatilidad de uso.

Las especificaciones más frecuentes del pellet son las siguientes:

Tamaño Diámetro 6 – 10 mm; largo 10 – 30 mm

Contenido energético 4,7 – 5,0 kWh/kg

Contenido de humedad 7 – 12%

Contenido de ceniza Por debajo del 1%

Densidad a granel 650 – 700 kg/m³

Necesidades de espacio Aproximadamente 1,5 m³/tonelada

Su utilización genera poca ceniza, por lo que no difiere sensiblemente del uso de fuel, no

produce humos ni gases nocivos para la salud, lo que propicia su empleo en áreas densamente

pobladas, y no genera la emisión de gases del efecto invernadero.

La producción de pellets puede realizarse viablemente en plantas cuya capacidad esté en

torno a 2.000 toneladas anuales, aunque lo más frecuente es que las plantas tengan una

capacidad superior a 12.500 toneladas anuales (2 toneladas a la hora en tres turnos durante 5

días a la semana).

La inversión de una planta con capacidad para producir 2 toneladas a la hora oscila entre

400.000 y 800.000 euros, dependiendo fundamentalmente de la tecnología empleada, tipo de



materia a utilizar (chips, aserrín, virutas, etc., siempre seco), tipo de embolsado final (bolsas

de 15-20 kilos, big-bags o a granel) y características del terreno donde se vaya a emplazar

(coste m2, tipo de cimentación necesaria, etc.).

La producción de una tonelada de pellets (al 7–10% de contenido de humedad) requiere

aproximadamente 7 m³ de aserrín (con contenido de humedad del orden 50–55%), o del orden

de 10 m³ de virutas (con contenido de humedad del orden 10–15%), materia prima que se

somete al siguiente proceso:

• Secado de la materia prima.

• Martillado o granulado de la materia prima.

• Pelletizado propiamente dicho.

• Enfriado y separación de partículas finas.

• Embalaje y almacenado.

El embalaje puede realizarse en bolsas pequeñas (15–20 kilos), grandes bolsas (500–1.000

kilos) y a granel. En el primer caso la producción se destina al consumo doméstico para el uso

en estufas o similares, distribuyendo el producto por canales minoristas; las bolsas grandes se

destinan a empresas y otro tipo de establecimientos, como hospitales, oficinas públicas o

escuelas, con una distribución por lo general directa entre fabricante y cliente; la venta de

pellet a granel se realiza fundamentalmente a plantas de generación de energía.

Con respecto al empleo, se registra un rango de variación muy amplio entre instalaciones, en

función de la tecnología que se utilice y de las características de la cadena de producción

(con o sin instalaciones de secado, sección de envasado en bolsas pequeñas, etc.), aunque se

podría estimar que se generaría un empleo por cada 0,26-0,56 millones de euros invertidos o

se necesitaría uno para una capacidad anual de producción de 2.727 - 1.666 t.

El coste de producción oscila notablemente entre plantas (entre 52,2 y 101,2 euros por

tonelada), variabilidad que depende fundamentalmente de dos factores: las características de

la materia prima utilizada en el proceso de producción y la tecnología empleada en dicho

proceso.

• Con respecto a lo primero, lo fundamental es si la materia prima es seca o húmeda, siendo

los costes bastante inferiores en el primer caso (52,2 euros por tonelada frente a 78,6

euros toneladas como mínimo, es decir, un tercio más barato).



• Por lo que se refiere a lo segundo, los procesos que utilizan mayor dotación tecnológica

(más capitalizados) tienen costes de producción menores que las menos capitalizadas (del

orden del 36% si la materia prima es seca y en torno al 23% si es húmeda).

El coste de la materia prima es el principal componente del coste de producción de pellets,

tanto si es seca o húmeda, seguido a bastante distancia por los gastos de personal y los costes

de pelletizado, con las proporciones que se recogen en el cuadro siguiente

Distribución de los costes de producción en Europa

Materia Prim

a

Secado

Personal

Pelletizado

Granulado

Alm

acenamiento

Equipo periférico

Inversión

general

Enfriado

Húmedo 30 28 12 10 4 3 4 3 0

Seco 53 0 19 15 2 4 4 2 1

FUENTE: Inderfor S. A.

Los datos se refieren a plantas con capacidades inferiores a 80.000 toneladas al año; hasta

8.000 horas operativas por año (utilización de la planta) y una disponibilidad de la planta del

orden del 85%.

5.2 PLANTA DE APROVECHAMIENTO DE ORUJILLO

La inversión necesaria para una planta de generación de energía mediante el

aprovechamiento del orujillo es de aproximadamente 1,2 millones de euros/MW, de tal forma

que una planta de dimensión media (en torno a 10 MW), necesita una inversión de

aproximadamente 12 millones de euros.

Estas cifras no incluyen la adquisición de terrenos, partida muy variable dependiendo del

emplazamiento de las plantas y que representa muy poco en la inversión total, pues la

superficie necesaria está en torno a 5 hectáreas, lo que, por ejemplo, a 20.000 euros la

hectárea, la inversión en terrenos supone menos del 1% de la inversión total.

La mayor parte de la inversión consiste en instalaciones técnicas, que representan del orden

de 1 millón de euros/MW, distribuidos casi por igual entre la caldera de combustión y la



turbina de vapor. El resto de la inversión es obra civil (1,5–1,8 millones de euros) y una pala

cargadora (0,18 millones de euros).

La vida útil de las instalaciones técnicas de este tipo de plantas está en torno a 12 años de

media, en tanto que la obra civil suele amortizarse a 25 años y el resto de equipamiento en 8–

10 años. Dada la distribución de la inversión entre estos tres grupos de partidas, la

amortización anual del inmovilizado equivale al 7,3% de su valor de adquisición.

Los costes de funcionamiento se sitúan en torno a 0,09 euros kWh, de los que la mayor parte

corresponden al consumo de alperujo (63% del total), partida a la que le siguen a bastante

distancia los consumos externos (15%) y las amortizaciones técnicas del inmovilizado (13%).

Entre los consumos externos destacan las reparaciones y conservación (34%), suministros

(21%) y seguros (13%).

La necesidad de mano de obra es de un operador de planta y dos mecánicos por turno,

independientemente de la potencia de la planta.

Cabe destacar un último condicionante para este tipo de aprovechamiento, la exportación de

orujillo a otros países europeos, para su utilización en centrales que antes usaban carbón,

principalmente Reino Unido y Alemania, que ha llegado a provocar paradas en plantas

españolas (La Loma en Villanueva del Arzobispo) por falta de materia prima. De forma que si

la sustitución de carbón por orujillo se extiende, puede generarse una situación de

inviabilidad generaliza de las plantas de biomasa, ya sea por la falta de materia prima o por

tenerla que comprar a un precio no competitivo.

5.3 PLANTA DE TRATAMIENTO DE RESIDUOS GANADEROS

Las inversiones necesarias para poner en marcha unas instalaciones de producción de energía

a partir de los residuos de las explotaciones ganaderas varían significativamente en función

de la tecnología que se utilice, oscilando entre 0,6 millones de euros/MW hasta 4 millones de

euros/MW.

La tabla siguiente recoge los rangos de potencia en las que las tecnologías disponibles pueden

ser más adecuadas, así como los intervalos de inversión para cada una de ellas.



Tecnologías

Indicadores Motores

Combustión

Interna

Alternativos

Micro turbina Turbina de gas Stirling Pilas de

combustión

Tamaño (MW) 0,03 a 6 0,001 a 0,4 0,5 a 30 0,025 a 0,055 0,1 a 3

Inversión (millones euros/MW) 0,56 – 0,96 0,95 – 1,35 0,32 – 0,72 0,90 – 1,60 3,20 – 4,00

Inversión total (millones euros) 0,017 – 5,76 0,001 – 0,54 0,16 – 21,6 0,022 – 0,088 0,32 – 12

FUENTE: Biomasa. Digestores anaerobios. IDAE, 2007.

La inversión no se incrementa proporcionalmente al aumento de la capacidad de producción,

permitiendo en algunos casos economías muy significativas, que influyen tanto en la menor

necesidad de fondos iniciales, como en la reducción de la imputación de amortizaciones

técnicas, incidiendo con ello en los resultados de explotación.

La inversión en instalaciones de digestión anaerobia evoluciona desde capacidades pequeñas

hasta grandes capacidades de la siguiente forma (Las cifras se refieren a la opción de costes

altos recogida en el documento “Instalaciones de biomasa. Manual para uso de instaladores,

fabricantes, proyectistas e ingenieros, instituciones de enseñanza y de investigación”.

SODEAN, 2004.):

• Tanque digestor: 300 m3, 30.000 euros; 1.000 m3, 50.000 euros.

• Depósito de residuos ganaderos: 500 m3, 20.000 euros; 5.000 m3, 70.000 euros.

• Silo de residuos ganaderos: 500 m3, 28.000 euros; 5.000 m3, 82.000 euros.

• Almacenamiento de biogás: 50 m3, 5.000 euros; 300 m3, 21.000 euros.

• Digestor: 10 metros de diámetro, 12.000 euros; 20 metros, 21.000 euros.

• Unidad de cogeneración: 20 KW, 40.000 euros; 170 KW, 185.000 euros.

Unas instalaciones de digestión anaerobia con capacidad para tratar 5.000 m3 de residuos

ganaderos y 1.000 m3 de residuos agrícola requieren una inversión que oscila entre 155.000

euros (coste bajo) y 320.000 euros (coste alto), principalmente dedicados a la unidad de

cogeneración (entre 27.000 y 73.000 euros).

La siguiente tabla recoge la distribución por partidas de esta inversión.



Partidas Coste bajo Coste alto

Digestor 17.000 36.000

Almacenamiento de los lodos 20.500 29.500

Almacenamiento del biogás 3.500 8.500

Unidad de cogeneración 27.000 73.000

Aislamiento de las paredes 5.100 8.160

Aislamiento del fondo 1.278 2.008

Tuberías de calor 7.500 7.500

Conexión a la caldera central 5.000 5.000

Tuberías de estiércol 203 563

Bombas 3.000 3.000

Mezclador sumergible 6.800 6.800

Antorcha 0 10.000

Calentamiento del digestor 15.000 15.000

Seguridad y otros equipos 7.100 11.100

Foso de premezcla 25.000 35.000

Almacenamiento de cosubstrato 0 10.000

Obra civil 0 15.000

Subtotal 143.980 276.130

Diseño 7.199 27.613

Coste total de la instalación 151.179 303.743

Desarrollo del proyecto 5.000 15.000

Costes totales del proyecto 156.179 318.743

FUENTE: “Instalaciones de biomasa. Manual para uso de instaladores, fabricantes, proyectistas e ingenieros, instituciones de enseñanza

y de investigación”. SODEAN, 2004.

El coste de explotación de dicha planta es de 0,11 euros por kWh producido (321.000 kWh de

producción), correspondiendo la mayor parte a la amortización técnica de las instalaciones

(46% del coste total para una vida útil de 15 años) y a servicios de mantenimiento y

reparación (36%).



Los costes de carácter fijo no son tan importantes como en otras energías renovables,

representando los que tienen este carácter aproximadamente un 57% del coste total de la

explotación de las plantas.

En la tabla siguiente se recogen los costes de operación y mantenimiento para las tecnologías

disponibles (euros/MWh).

Tecnologías

Motores de Combustión

Interna Alternativos Micro turbina Turbina de gas Stirling Pilas de combustión

6,2 a 16 6,4 a 12 3,2 a 8 4 a 6,4 1,5 a 12,3

FUENTE: Biomasa. Digestores anaerobios. IDAE, 2007.

Una parte importante del empleo que genera el funcionamiento de estas plantas se

externaliza en empresas de servicios, principalmente de mantenimiento y reparación de

instalaciones, por lo que el número de puestos de trabajo propios suele ser muy reducido

(menos de 1 en términos equivalentes para una planta de 5.000 m3).



6 CONCLUSIONES

La proliferación de proyectos de energías renovables en el medio rural está introduciendo una

nueva dimensión en los usos y actividades de estos territorios, con cambios notables durante

los procesos de construcción, que también consolidan nuevos focos de empleo, de dimensión

sensiblemente inferior, con el un innegable valor para la débil estructura de ocupación en el

medio rural.

Los modelos de aprovechamiento de estas energías se ajustan a estos parámetros.

• La producción de energía solar fotovoltaica en suelo es viable técnica y económicamente

para capacidades muy pequeñas, incluso inferiores a 0,5 MW, lo que ha propiciado la

puesta en marcha en los últimos años de numerosísimas instalaciones de este tipo,

conocidas como “huertos solares”. El factor de capacidad está situado en un reducido 13%

Una instalación estándar requiere una inversión de 14 millones de euros para unos 2 MW,

pero sustenta un único puesto de trabajo y sin ningún input relevante que pueda ser

provisto por empresas locales.

La rentabilidad es totalmente dependiente de la tarifa garantizada mediante decisión

administrativa, de modo que si las primeras instalaciones gozaron de una rentabilidad

elevada, las nuevas encontrarán unas condiciones progresivamente más desfavorables,

incluso, con el cupo de regulación, no quedará margen para nuevos proyectos.

• Por su parte, en fotovoltaica sobre cubierta, la dimensión de la instalación se reduce

notablemente y la hace más accesibles a una inversión protagonizada por agentes locales.

Mientras que la regulación de septiembre de 2008 ha abierto oportunidades a nuevos

proyectos.

• Las plantas termosolares tienen una dimensión de potencia instalada muy superior (entre

40 y 60 MW), con elevados costes por unidad de potencia (en torno a 350 millones de

euros, 50 MW con almacenamiento térmico) y con una significativa generación de empleo

en funcionamiento (entre 50 y 80 personas).

Su factor de capacidad es bastante elevado, estimándose actualmente en el 45%.



• Un parque eólico de 25 MW en funcionamiento emplea entre 6 y 7 personas para una

inversión de unos 30 millones de euros. El margen de participación para empresas locales

es muy reducido.

La rentabilidad final depende de la calidad del recurso y del número de horas en

funcionamiento, que, a su vez, dependen en parte del operador de la red (Red Eléctrica),

con potestad para desconectar los parques por ausencia de demanda, lo que finalmente

determina un factor de capacidad situado en torno al 25%.

Resumen de efectos locales de las plantas de energías renovables

Fuente Modalidad Empleo Inputs Perspectivas

Termosolar Indiferente 50-80 empleos / planta Mantenimiento y seguridad Crecimiento

En suelo 1-2 empleos / planta Mantenimiento y seguridad Decreciente hasta lograr reducción coste y EROI1

positivo Fotovoltaicas

En cubierta 0,3 empleos / planta Mantenimiento Oportunidades hasta 2009

Eólica Indiferente 5-10 empleos /parque Mantenimiento y seguridad Decreciente

Residuos agrícolas y ganaderos

6-8 empleos /planta Acopio de materia prima Positivas en relación con materias primas de elevado poder calórico

Biomasa Producción de biocombustibles

Indeterminado Inducción de cultivos y acopio de materia prima

Incierto por tener EROI negativo y otros factores de mercado mundial

1 EROI: Tasa de retorno energético FUENTE: elaboración propia

• Las plantas de biomasa son de características muy variables dependiendo de la materia

prima y de la tecnología.

La inversión de una planta con capacidad para producir 12.500 t anuales de pellets oscila

entre 400.000 y 800.000 euros, dependiendo fundamentalmente de la tecnología

empleada, tipo de materia a utilizar, tipo de embolsado final, terrenos… En este caso es

determinante la disponibilidad continuada de residuos secos durante el periodo de

actividad, algo que ocurre con algunos restos industriales (maderas), pero no con los

agrícolas (podas), lo que encarece sensiblemente la inversión y el coste de producción.

Una planta de generación de energía eléctrica a partir de orujillo, de dimensión media

(10MW), puede suponer una inversión de unos 12 millones de euros. El empleo es de un

operador y dos personas de mantenimiento, por turno, y los efectos locales más



destacados de estas plantas se producen en relación con la valorización de residuos y la

logística del acopio de materia prima.

Unas instalaciones de digestión anaerobia con capacidad para tratar 5.000 m3 de residuos

ganaderos y 1.000 m3 de residuos agrícola requieren una inversión que oscila entre 155.000

euros (coste bajo) y 320.000 euros (coste alto), principalmente dedicados a la unidad de

cogeneración (entre 27.000 y 73.000 euros).

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