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Octubre 2018

ESTUDIO DE VIABILIDAD PROYECTO CENTRAL Y RED DE CALOR TXANTREA

Pamplona, 15 de Octubre de 2018

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PROYECTO CENTRAL Y RED DE CALOR TXANTREA

ÍNDICE

1.- PRESENTACIÓN ................................................................................................ 4

2.- AMBITO Y OBJETO DEL ESTUDIO ...................................................................... 4

3.- ESCENARIO DEL PROYECTO .............................................................................. 6

3.1.- DEMANDAS ENERGÉTICAS Y POTENCIA INSTALADA ............................................. 7

4.- BASES PARA EL DESARROLLO DEL PROYECTO ................................................... 9

5.- CARACTERÍSTICAS DE LA NUEVA RED DE CALOR ............................................. 14

5.1.- CENTRAL DE CALOR ............................................................................................. 14

5.1.1.- LOCALIZACIÓN .................................................................................................. 14

5.1.2.- DESCRIPCIÓN FUNCIONAL DE LA PLANTA ........................................................... 15

5.1.3.- INSTALACIÓN DE GENERACIÓN Y DISTRIBUCIÓN DE FRÍO ................................... 16

5.2.- RED DE DISTRIBUCIÓN ......................................................................................... 16

5.3.- SUBCENTRALES DE TRANSFORMACIÓN Y REPARTO ........................................... 19

5.4.- INSTALACIÓN DE CONTROL ................................................................................. 19

6.- APROVISIONAMIENTO DE BIOMASA Y TRÁFICO GENERADO ........................... 20

7.- REDUCCIÓN DE EMISIONES ............................................................................ 21

8.- INVERSIÓN Y PLANIFICACIÓN DE LA RED DE CALOR ........................................ 21

9.- ESTUDIO ECONÓMICO ................................................................................... 23

9.1.- PRECIO DE VENTA DE LA ENERGÍA ...................................................................... 23

9.2.- PARÁMETROS ESTUDIO ....................................................................................... 26

9.3.- VENTAS DE ENERGÍA ............................................................................................ 27

9.4.- GASTOS DE EXPLOTACIÓN ................................................................................... 28

9.5.- VALORACION DEL PROYECTO .............................................................................. 32

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10.- RIESGOS OPERATIVOS Y TÉCNICOS DE LA CONSTRUCCIÓN Y EXPLOTACIÓN DE LA OBRA ........................................................................................................ 37

11.- ESTUDIOS DE ESTRÉS Y SENSIBILIDAD ............................................................ 37

11.1.- TIR FRENTE A LA VARIACIÓN DE LA DEMANDA DE CALOR .................................. 38

11.2.- TIR FRENTE A LA VARIACIÓN DEL PRECIO FINAL DE VENTA DE ENERGÍA ........... 39

11.3.- TIR FRENTE A LA VARIACIÓN AL PRECIO DE LA MATERIA PRIMA (BIOMASA) .... 40

11.4.- TIR FRENTE A LA VARIACIÓN DE LOS GASTOS NO ENERGÉTICOS DE LA CENTRAL41

12.- OTROS BENEFICIOS ASOCIADOS ..................................................................... 42

13.- CONCLUSIONES ............................................................................................. 43

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1.- PRESENTACIÓN

El proyecto Central de calor y red de distribución Txantrea está promovido por Navarra de Suelo y Vivienda, S.A. (NASUVINSA) para lo que se encargó a este equipo redactor, el estudio de viabilidad y análisis de central de calor y red de distribución para usos dotacionales y residenciales en el entorno del barrio de La Txantrea en Pamplona (Navarra).

Este estudio de viabilidad final es resultado de los estudios energéticos y de viabilidad desarrollados hasta alcanzar un resultado de central térmica acorde con las necesidades de la zona hasta dotarla de una rentabilidad que puede catalogarse como aceptable.

Este estudio forma parte del proyecto STARDUST “Holistic and integrated urban model for smart cities” y ha recibido financiación del programa de investigación e innovación de la Unión Europea Horizon 2020 bajo el acuerdo de subvención Nº774094.

El objetivo principal de este informe es analizar la viabilidad del proyecto, teniendo en cuenta los costes energéticos asociados al mercado y una situación de partida que tenga en cuenta la actual coyuntura de política energética, estableciéndose las bases de demanda real para el proyecto y que permita definir la puesta en marcha del mismo.

2.- AMBITO Y OBJETO DEL ESTUDIO

El ámbito del estudio tiene una extensión de 1.035.000 m2, que se desarrollan en su mayor parte en el barrio de la Chantrea/Txantrea, en término municipal de Pamplona y una pequeña parte en término municipal de Burlada. Comprende varias agrupaciones de calor que dan servicio de calefacción a más de 4.000 viviendas y varios edificios dotacionales.

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El objeto del estudio es analizar la viabilidad técnica y económica de un nuevo sistema de District Heating (DH) a escala de barrio con producción centralizada de agua caliente y una red de distribución hasta los futuros usuarios, los grupos de calor existentes y los edificios públicos del barrio, optimizando la producción e incorporando energías renovables como combustible, concretamente biomasa forestal que es un combustible con gran potencial de desarrollo en la Comunidad Foral de Navarra.

Para su elaboración, se han tenido en cuenta el análisis y los datos de estudios anteriores tal y como se recogen a continuación:

Obtención de datos de demanda energética, consumos y tarifas, en los años 2014 y 2015 de los potenciales clientes privados y en 2017 para los potenciales clientes públicos para su posterior contraste con los utilizados en anteriores estudios y poder estimar demandas futuras.

Cálculo de demandas energéticas individualizadas para cada grupo de clientes en base a sus propias necesidades y corregidas en base a la futura adopción de medidas de eficiencia energética tales como envolventes térmicas.

Introducción de un calendario de captación de clientes con porcentajes de penetración de mercado.

Estimación de ofertas de tarifa individualizadas en función del volumen e indexadas a la cotización del Brent y del tipo de cambio €/$.

Cálculo de los costes de producción en función de los porcentajes de biomasa y gas natural utilizados, así como del rendimiento de cada uno de ellos.

Tarifa de compra de gas natural en base al volumen e indexada a la cotización del Brent y del tipo de cambio €/$.

Cálculo del Impuesto de Sociedades en cada periodo aplicando compensación de bases anteriores.

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Cálculo de EBIT neto de impuestos, Cash Flows Netos de Explotación, CAPEX, Necesidades Operativas de Fondos según niveles requeridos de caja y existencias, así como de periodos medios de pago a proveedores y de cobro a clientes.

Determinación de Cash Flows Libres y Tasa Interna de Rentabilidad del proyecto desde el punto de vista de inversión.

Cálculo del Valor Actual Neto del proyecto aplicando el Coste Medio Ponderado de Capital en base a una Beta y una Prima de Riesgo estimada y con el bono español a 10 años como activo libre de riesgo.

Propuesta de financiación estructurada y cálculo de Cash Flows Libres, Cash Flows de la Deuda, Cash Flows para el Accionista y Tasas Internas de Rentabilidad del proyecto, de la deuda y del accionista.

Aplicación de estrés al proyecto y obtención de resultados.

Como punto de partida, se busca que el coste de la energía producida por la nueva red de calor no sea superior al coste medio de la energía para los potenciales destinatarios de la red en los últimos años.

Como objetivo final, se trata de conocer los parámetros económicos de inversión y explotación con el fin de plantear su gestión a través de una Empresa Concesionaria.

3.- ESCENARIO DEL PROYECTO

Actualmente, la superficie calefactada en los edificios incluidos en el ámbito del estudio asciende a 379.256 m2 y la suma de las potencias instaladas actual es de 47,74 MW. Que se distribuyen entre los dos grupos de grandes consumidores ubicados en el ámbito del proyecto.

Cooperativas de calor

Se han estudiado 6 grupos de calor que aglutinan 3.953 viviendas, con una superficie

calefactada de 322.000 m2 y una potencia instalada de 40,3 MW. En la actualidad todas ellas funcionan con gas natural y únicamente dan servicio de Calefacción; el ACS se produce individualmente con equipos domésticos. El servicio de calefacción se extiende de octubre a mayo, en un horario que oscila entre las 10 y las 22 horas.

Edificios públicos:

Los edificios públicos incluidos en el estudio son 8 en total, 6 de ellos propiedad del Gobierno de Navarra y 2 del Ayuntamiento de Pamplona. Suman una superficie calefactada de 57.256 m2 y una potencia instalada de 7,4 MW. Todos estos edificios cuentan con servicio de Calefacción y varios con servicio de ACS.

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En cuanto al combustible actual, tres de estos edificios funcionan con gasóleo, el resto funcionan con gas natural.

Solo dos de los 8 edificios públicos incluidos en el ámbito son posibles demandantes de Frío, se trata de dos edificios asistenciales con residencia; el Hospital Psicogeríatrico San Francisco Javier y el CDTI Valle de Roncal. La demanda energética de estos edificios es de 306.000 kWh/año y la potencia instalada actual es de 500 kW.

3.1.- DEMANDAS ENERGÉTICAS Y POTENCIA INSTALADA

Consumo medio/año (kWh)

Potencia real (Calf.+ACS)

(kW) Tarifa Acceso

Precio medio (c€/kWh)

Coste (€)

Edif

icio

s p

úb

lico

s

San Fco. Javier 3.601.414 4.152 3.4 5,13 184.752

Valle de Roncal 1.403.565 1.011 3.4 5,26 73.828

Iturrondo 387.623 684 3.4 5,44 21.087

Lab. Ensayos 102.874 314 3.4 5,80 5.967

C.I. Agroforestal 257.013 272 3.4 5,62 14.444

P. Ezkaba 175.848 200 3.4 6,03 10.604

C.P. Gª Galdeano 257.728 330 3.4 5,57 14.355

I.E.S. Eunate 276.000 469 3.4 5,55 15.318

Gru

po

s d

e ca

lor

co

op

era

tiva

s

Orvina I 1.540.440 2.800 3.4 5,25 80.873

Orvina II 11.464.881 11.628 3.5 4,44 509.041

Orvina III 5.421.890 6.626 3.4 5,13 278.143

Calor Txantrea 12.619.371 10.466 3.5 4,69 591.848

Grupo San José 5.213.853 5.300 3.4 5,13 267.471

Santesteban 2.683.333 3.488 3.4 5,23 140.338

TOTAL 45.405.833 47.740 4,86 2.208.069

Datos Globales:

Potencia Instalada: 47.740 kW.

Consumo actual: 45.405,833 kWh/año

COSTES ENERGÉTICOS

Las instalaciones actuales consumen gas natural en su mayor parte, existiendo alguna instalación de gasóleo. Los costes energéticos son dispares en función del volumen de energía comprada y de la situación del contrato en cada una de las instalaciones, algunas de ellas con contratos de servicios energéticos y con inclusión de amortizaciones en la tarifa final aplicable.

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De cara a la homogeneización de tarifas a aplicar se ha estudiado la tarifa de gas natural en base a fórmulas facilitadas por una de las más importantes comercializadoras de gas natural, estableciéndose cinco escalones de compra de energía, hasta 1 GWh/a, entre 1 y 3 GWh/a, entre 3 y 5 GWh/a, entre 5 y 8 GWh/a y más de 8 GWh/a y según la evolución del precio del barril de Brent y tipo de cambio $/€.

El precio final de la energía consumida, una vez aplicado el rendimiento medio de las instalaciones en PCS (78,7%), incluyendo el factor de corrección por operación estacional (97%), resulta un precio medio para los usuarios para un precio de Brent de 70$ y una tasa de cambio de 0,8547 €/$ de 5,1645 c€/kWh. (4,0626 c€/kWh precio gas natural PCS bruto).

El precio final de la energía generada debe tener en cuenta otros costes como la amortización de los equipos y el mantenimiento de estos equipos y otros costes asociados al funcionamiento de la instalación. Con estas consideraciones, el precio medio del kWh sustituido asciende a 5,7855 c€/kWh. Este precio es variable en función de la evolución del mercado energético y tasas de cambio.

DETERMINACIÓN DE LAS POTENCIAS NECESARIAS

Se ha estudiado la potencia instalada en función de la energía suministrada, las condiciones climáticas de referencia (grados días considerados) y los factores de uso e intermitencia para cada instalación, lo que permite afirmar que las potencias actualmente instaladas suministran de manera general y con facilidad la energía

solicitada.

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4.- BASES PARA EL DESARROLLO DEL PROYECTO

Demanda de Energía

Con la nueva Red de calor se prevé cubrir la demanda actual de calefacción y ACS actual de los edificios dotacionales incluidos en el ámbito del proyecto. Se incluye también la producción de frío para dar servicio a 2 de los edificios públicos.

Se consideran diversas actuaciones que afectan de manera directa en el consumo final de la instalación y que son principalmente la reforma y aislamiento de fachadas en los edificios correspondientes a Orvina II con una disminución de la demanda del 25% debido a esa actuación.

Así, frente a un calor bruto sin considerar las necesidades de frio en el estudio inicial de 45.405.833 kWh/año, con las consideraciones de reducción de demanda y rendimiento de las instalaciones las necesidades finales de energía útil ascenderán a 33.224.804 kWh/a, distribuidas de la siguiente manera.

CALOR UTIL NECESARIO

EDIFICIOS FASE 1CALEFACCION

(kWh)

ACS

(kWh)

FRIO

(kWh)

TOTAL

(kWh)

TOTAL SIN FRÍO

(kWh)

Psicogeriatrico 2.294.777 556.800 117.000 2.968.577 2.851.577

Valle de Roncal 776.218 104.400 189.000 1.069.618 880.618

Iturrondo 296.133 0 0 296.133 296.133

Lab.ensayos 76.837 0 0 76.837 76.837

C.I.Agroforestal 164.548 34.800 0 199.348 199.348

P. Ezkaba 73.193 69.600 0 142.793 142.793

C.P. G.Galdeano 203.471 0 0 203.471 203.471

I.E.S. Eunate 206.225 0 0 206.225 206.225

Orvina I 1.237.369 0 0 1.237.369 1.237.369

Orvina II 6.773.483 0 0 6.773.483 6.773.483

Orvina III 4.267.342 0 0 4.267.342 4.267.342

TOTAL FASE 1 16.369.597 765.600 306.000 17.441.197 17.135.197

EDIFICIOS FASE 2CALEFACCION

(kWh)

ACS

(kWh)

FRIO

(kWh)

TOTAL

(kWh)

TOTAL SIN FRÍO

(kWh)

Calor Chantrea 9.906.471 0 0 9.906.471 9.906.471

San José 4.045.950 0 0 4.045.950 4.045.950

San Esteban 2.137.186 0 0 2.137.186 2.137.186

TOTAL FASE 2 16.089.608 0 0 16.089.608 16.089.608

TOTAL ESCENARIOS 32.459.204 765.600 306.000 33.530.804 33.224.804

96,80% 2,28% 0,91% 100,00% 99,09%

La demanda de calefacción representa prácticamente el 98% de toda la demanda de calor a suministrar, siguiendo el ACS con una cuota del 2% para dar suministro a la demanda total de ACS a los edificios dotacionales.

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Generación de Calor

Para garantizar el funcionamiento y optimizar las potencias instaladas, se plantea la producción de calor en base a dos combustibles, biomasa forestal y gas natural. La producción base se realizará con biomasa y la instalación de gas está proyectada para cubrir puntas de consumo, como apoyo a los generadores de biomasa y en situaciones de emergencia.

Así mismo, para minimizar la potencia instalada y el consumo de gas natural se ha optado por la instalación de un depósito de 1.800 m3, ya que resulta interesante su instalación para priorizar la generación de calor de manera nocturna con biomasa, aumentando las cuotas de abastecimiento de calor de manera renovable de forma sustancial.

Para la demanda prevista en la fase II y una planta de biomasa compuesta por dos calderas de 4,5 MW, la instalación de un depósito acumulador compensaría la energía necesaria de gas natural como se indica en el siguiente cuadro.

Energia a suministar (kWh) 17.197.983 17.197.983 17.197.983 17.197.983 17.197.983 17.197.983

volumen acumulacion (m3) 0 600 1.200 1.800 2.400 3.000

tamaño D (H=12) 0 8 11 14 16 18

Energia acumulada dia (kWh) 15.174 36.105 57.035 77.965 98.895 119.826

Energia año por acumulacion (kWh) 4.147.328 8.369.505 11.473.076 13.548.307 14.888.532 15.754.909

Energia año gas (kWh) 13.050.655 8.828.478 5.724.907 3.649.676 2.309.451 1.443.074

% Energia año gas 38,03% 25,73% 16,68% 10,64% 6,73% 4,21%

Nota: Considerado un volumen adicional de 435 m3 por la red d edistribución

Se adopta el depósito de 1.800 m3 con el que se consigue un abastecimiento con biomasa del 89% frente al 50% que se obtendría sin la acumulación.

En la fase 1, el depósito de 1.800 m3 permite un autoabastecimiento de calor en base a biomasa en un 97%.

La ejecución del proyecto se plantea en 2 fases, de tal forma que tanto el edificio como las instalaciones generales permitan la ampliación de los equipos de producción a la demanda futura.

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FASE I

Esta fase coincide con el inicio de desarrollo del proyecto y contempla el servicio a 8 edificios públicos y 2.200 viviendas.

FASE I:

Capacidad de producción de 14,5 MW.

4,5 MW alimentados por biomasa.

10 MW alimentados por gas natural.

1.800 m3 en acumulación y equivalentes a otra caldera de 10 MW que permitiría el

funcionamiento de 6,3 horas a potencia nominal de 10 MW, para un salto térmico de 30 ºC.

A continuación, se adjuntan las curvas de demanda de calor de para los distintos días medios de cada mes y para un día de frío extremo.

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FASE II

Contempla la ampliación del DH al conjunto del Barrio de la Chantrea, incluyendo otras 3 agrupaciones de Calor: Calor Chantrea, Calor San José y Calor Santesteban.

En esta fase se complementará la instalación de la Fase I con 4,5 MW en Biomasa y 10 MW en Gas Natural.

Con esta fase se podría extender el servicio hasta 4.000 viviendas.

FASE II (I+II):

Capacidad de producción hasta 29 MW:

9 MW alimentados por biomasa.

20 MW producidos por gas natural.

1.800 m3 en acumulación y equivalentes a 10 MW en gas natural. En el caso de no instalarse el depósito de acumulación sería necesaria la instalación de una caldera adicional de gas natural de 10 MW con un coste similar al del depósito de acumulación hasta alcanzar los 39 MW de generación total.

A continuación, se adjuntan las curvas de demanda de calor para los distintos días

medios de cada mes y para un día de frío extremo.

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kWh

Hora

DEMANDA DE ENERGÍA TOTAL PARA DIA MEDIO DEL MESFASE I+II

Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio

Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Dia Extremo

MES Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Dia Extremo

Tª Media 5,0 6,5 8,6 10,2 14,0 17,5 20,7 20,9 18,0 13,6 8,6 6,0 -3,8

0:01 565 561 477 250 437 0 0 0 0 270 638 710 1.281

1:00 591 604 472 214 468 0 2 0 0 296 662 709 1.299

2:00 619 615 489 184 489 0 33 0 0 323 683 722 1.293

3:00 674 611 506 184 519 0 44 0 0 319 704 731 1.307

4:00 728 606 494 167 551 0 44 0 0 327 732 713 1.307

5:00 769 592 510 169 555 0 18 0 0 338 737 716 1.304

6:00 895 715 629 285 531 109 109 109 109 468 866 818 1.416

7:00 923 740 646 344 398 131 131 131 131 501 882 833 1.446

8:00 4.131 4.131 4.131 2.822 3.473 798 798 798 798 3.559 4.131 4.131 4.131

9:00 4.131 3.603 1.894 131 131 131 131 131 131 625 3.080 4.131 4.131

10:00 31.329 30.431 30.152 29.631 29.631 131 131 131 131 29.949 30.326 30.519 33.631

11:00 30.797 30.346 30.059 5.048 19.798 131 131 131 131 19.894 30.145 30.331 33.631

12:00 30.585 30.300 21.021 1.529 131 131 131 131 131 131 29.944 30.326 33.631

13:00 30.312 22.222 3.177 2.311 131 131 131 131 131 131 11.038 30.308 32.141

14:00 12.848 6.685 3.302 5.030 131 131 131 131 131 131 1.114 5.932 31.403

15:00 4.078 8.011 4.435 6.265 131 131 131 131 131 131 1.563 6.203 31.381

16:00 5.446 8.386 4.517 5.235 131 131 131 131 131 131 2.277 5.815 31.432

17:00 6.451 8.874 5.008 4.851 131 131 131 131 131 131 3.290 5.662 31.451

18:00 7.479 9.123 5.511 6.081 131 131 131 131 131 149 4.314 5.951 31.406

19:00 8.362 9.120 5.777 6.567 131 482 131 131 131 669 4.647 6.389 31.384

20:00 8.246 8.653 5.404 6.118 131 1.044 131 131 131 1.394 4.483 6.487 27.952

21:00 8.018 8.709 5.275 6.396 242 1.442 131 131 131 2.003 4.696 6.658 14.932

22:00 610 689 362 490 76 143 0 0 0 187 356 556 1.226

23:00 638 699 364 490 89 183 0 0 0 223 195 558 1.254

POT. MEDIA 8.301 8.126 5.609 3.783 2.440 235 120 114 114 2.595 5.896 7.746 16.074

Como puede comprobarse, los 39 MW permiten suministrar sin dificultad los días medios de cada mes, incluso en los meses más fríos como son diciembre, enero y

febrero. Los días de temperatura exterior extrema, temperatura mantenida en valores negativos durante las 24 horas del día con temperatura media de -4 ºC necesitaría 8 horas con generación a potencia nominal.

De cara a la determinación de las potencias se ha tenido en cuenta las potencias actuales instaladas, la reducción de la demanda por las consideraciones anteriormente indicadas y la validación de las curvas resultantes.

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5.- CARACTERÍSTICAS DE LA NUEVA RED DE CALOR

5.1.- CENTRAL DE CALOR

5.1.1.- LOCALIZACIÓN

La central de producción se localiza en la parcela 234 del polígono industrial ITURRONDO perteneciente al término municipal de Burlada y en parte de la parcela ocupada por el hospital psicogeriátrico San Francisco Javier.

La superficie de la parcela a urbanizar asciende a 7.011 m2, de los cuales 2.001 m2 estarán ocupados por la edificación de la central de producción.

El acceso a la parcela se realiza desde la Ronda Norte de Pamplona (PA 30), que cuenta con carril de deceleración. La salida se realizará a través del viario interior de la zona industrial y se implantará una franja de zona verde en el área de protección de la Ronda.

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5.1.2.- DESCRIPCIÓN FUNCIONAL DE LA PLANTA

La nueva central se plantea como un bloque longitudinal que remata el conjunto edificado del hospital psicogeriátrico San Francisco Javier, casi en paralelo a la Ronda

Norte (PA 30). Dentro de este bloque se plantea la producción de calor en recintos independientes según el tipo de combustible.

La central estará compuesta por:

Sala de calderas de biomasa.- Dimensiones 24,2 x 24,5 metros (593 m2).

Dos calderas de 4,5 MW, con alimentación, tolvas, multiciclones, electrofiltros,

sistemas de recogida de ceniza, y sistemas de control.

- El rendimiento de estos equipos es del 90%.

- Temperatura máxima de impulsión: 110,0 °C. (Tª Trabajo máxima 95ºC)

- Presión de servicio: 3,5 bar.

- Temperatura mínima retorno: 70,0 °C.

Depósito de acumulación.- Capacidad 1.800 m3 (situado fuera del edifício y de ejecución opcional, suponiendo sustitución caldera 10 – 17 MW.

Sala de calderas de gas.- Dimensiones 23,1 x 24,5 metros (566 m2).

La sala contiene los colectores de calor y de frío.

Se proyectan 2 generadores de 10 MW, dotados de quemadores de gas modulantes.

- El rendimiento de los equipos es del 102%.

- Temperatura máxima de impulsión: 95 °C.

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Silos de descarga y alimentación a caldera en construcción enterrada compuesto por un silo común de nueve rastreles con unas dimensiones totales de 17 x 21 metros (357 m2 en total) con tres trampillas de alimentación y una altura útil de 4 metros (1.428m3).

Talleres y oficinas.- Dimensiones 18 x 16,5 metros (297 m2).

En la nave se encuentran las dependencias de mantenimiento, repuestos, sala multiusos, sala eléctrica, sala de control, aseos y limpieza. En la cubierta se encuentran las enfriadoras y el depósito de expansión.

Otras instalaciones.- En el recinto de la central de generación, y fuera de las

edificaciones se encuentran, además de los espacios de circulación necesarios, la báscula, el centro eléctrico de transformación, la ERM (Estación de regulación y medida) de gas y un depósito para incendios.

5.1.3.- INSTALACIÓN DE GENERACIÓN Y DISTRIBUCIÓN DE FRÍO

Se plantea el suministro de frio a dos edificios públicos situados en la misma parcela que la central de producción. Se proyecta mediante máquinas de compresión a temperatura 7-12 ºC.

El total de la potencia frigorífica a suministrar será de 987 kW.

El consumo esperado de frío representa un consumo anual de energía eléctrica de

313.150 kWh/a para una distribución de 592.200 kWh de frío y que entra en funcionamiento en el año 2021 con un precio de venta final de 7,89 c€/kWh.

5.2.- RED DE DISTRIBUCIÓN

Se ha considerado la opción de abastecer primero a las demandas definidas en la Fase I del proyecto y aprovechar el mismo trazado para futuras ampliaciones y abastecer en ese caso, tanto a la Fase II como a futuras ampliaciones hacia otros entornos próximos, incluso en términos municipales colindantes como Burlada o Ansoáin.

La longitud de la Fase I es de 2.692 metros, ampliándose en la Fase II en 1.63 metros más, haciendo un total de 4.3330 metros de distribución de red de calor.

Diámetro 65 80 100 125 150 200 250 300 350 400 Total m.

Fase I ida (m) 247 396 424 0 527 94 498 0 195 798 3.179

Fase II ida (m) 0 0 0 167 648 243 293 287 0 0 1.638

La red funcionará en circuito cerrado bajo el principio de caudal variable (bombeo en función de la demanda térmica) y presión diferencial constante.

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Para la distribución se ha elegido un salto térmico de 30 ºC, que se estima es la opción óptima para la ejecución de la red estudiada. La temperatura de impulsión es de 95ºC y la de retorno 65ºC. Se trata de tubería de acero preaisladas con diámetros a instalar que van desde DN 65 a DN 400, siendo las condiciones de trabajo en continuo hasta 140 ºC y PN 25 durante 30 años, con picos de 150 ºC.

Fases I y II según el estudio previo de la red de calor

La distribución de redes por fases y nudos se indica a continuación:

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FASE I

PÉRDIDA CARGA PÉRDIDA CARGA

LINEAL TOTAL

TRAMO metros kW m3/h mm m/s Pa/m m.c.a

0 - A 135 49.025 1.405,38 400 3,11 201,36 5,44

0-5.3 293 1.060 30,39 150 0,48 19,72 1,16

A -B 100 1.340 38,41 150 0,60 30,43 0,61

B - 6 81 750 21,50 100 0,76 74,85 1,21

B - 5.1 82 600 17,20 100 0,61 49,51 0,81

C-5.2 115 2.350 67,37 150 1,06 86,14 1,98

A - D 510 47.685 1.366,97 400 3,02 191,29 19,51

D - 4 34 225 6,45 65 0,54 65,62 0,45

D - E 153 44.050 1.262,77 400 2,79 165,16 5,05

E - F 65 12.350 354,03 250 2,00 154,61 2,01

F -2 18 12.000 344,00 250 1,95 146,59 0,53

F - 3 57 350 10,03 65 0,84 148,73 1,70

E - G 195 31.700 908,73 350 2,62 172,08 6,71

G - H 320 11.700 335,40 250 1,90 139,88 8,95

H - L 95 10.500 301,00 250 1,70 114,48 2,18

L - 11 19 3.000 86,00 150 1,35 135,39 0,51

L - L' 49 7.500 215,00 200 1,90 182,00 1,78

L' - 10 45 7.000 200,67 200 1,77 160,17 1,44

L' - 19 193 500 14,33 80 0,79 104,73 4,04

H - I 174 1.200 34,40 100 1,22 178,75 6,22

I - 7 118 250 7,17 65 0,60 79,76 1,88

I - K 87 950 27,23 100 0,96 115,97 2,02

K - 8 38 250 7,17 65 0,60 79,76 0,61

K - 9 203 700 20,07 80 1,11 195,30 7,93

FASE II

PÉRDIDA CARGA PÉRDIDA CARGA

LINEAL TOTAL

TRAMO metros kW m3/h mm m/s Pa/m m.c.a

G - M 120 20.000 573,33 300 2,25 155,36 3,73

M - TX1 147 2.497 71,58 150 1,13 96,38 2,83

M - N 167 17.503 501,75 300 1,97 121,36 4,05

N - O 88 6.218 178,25 250 1,01 43,38 0,76

O - TX2 104 2.718 77,92 150 1,22 112,77 2,35

O - TX4 167 1.847 52,95 125 1,20 134,00 4,48

O - 13 397 3.500 100,33 150 1,58 180,13 14,30

N - P 205 9.438 270,56 250 1,53 93,96 3,85

P - 18 5 5.500 157,67 200 1,39 102,47 0,10

P - TX3 238 3.938 112,89 200 1,00 55,20 2,63

VELOCIDAD

LONGITUD IDA POTENCIA CAUDAL DIÁMETRO VELOCIDAD

LONGITUD IDA POTENCIA CAUDAL DIÁMETRO

Se respetan las potencias nominales de las instalaciones actuales para facilitar posibles ampliaciones.

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5.3.- SUBCENTRALES DE TRANSFORMACIÓN Y REPARTO

El suministro de agua caliente se realiza hasta las subestaciones de transformación, donde mediante intercambiadores se efectuará el reparto a los puntos de consumo. La regulación del sistema se hará teniendo como consigna la temperatura de retorno y regulando el caudal del primario para que se mantenga dicha temperatura.

Las potencias de distribución se respetan las de las estaciones actuales de generación e indicadas en el punto 3.1.

5.4.- INSTALACIÓN DE CONTROL

La instalación de control deberá realizar la integración de los diversos sistemas de

control de la central de generación de calor, definiendo el suministro, configuración, programación, documentación, hasta la puesta en marcha de todos los equipos que integran el sistema de gestión y control de las instalaciones, así como la gestión de la energía consumida y distribuida por la central.

La instalación deberá integrar las siguientes instalaciones energéticas:

Consumo y presión de gas natural desde ERM.

Consumo instalación eléctrica en AT.

Consumo instalación eléctrica en BT y salidas principales.

Consumo de Agua.

Instalación de recepción de biomasa (silos enterrados).

Instalación de transporte de biomasa.

Instalación de generación de energía (Biomasa).

Instalación de filtrado (electrofiltro).

Tanque de acumulación y sistema de generación de N2.

Instalación de generación de energía calderas Gas natural.

Instalación de generación de frio y frío distribuido.

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Sistemas de bombeo primario/secundario de las instalaciones de calor y frío.

Control de energía emitida por generadores, acumulada y distribuida.

Control de subestaciones de aporte de calor, tanto en producción como en demanda de calor.

Facturación energética a clientes finales en base a tarificación a establecer.

Gestión global de la planta.

Existirá un PLC central que llevará a cabo las tareas de coordinación entre los diferentes equipos y elementos de la instalación.

El sistema de monitorización y control se realizará sobre un paquete SCADA que permita un completo análisis y explotación de la central.

6.- APROVISIONAMIENTO DE BIOMASA Y TRÁFICO GENERADO

El estudio de aprovisionamiento se realiza para la máxima cantidad sustituida en fase II que alcanza el 89% de las necesidades de calor. Los parámetros considerados para el estudio son:

Calor necesario útil en subestaciones: 100% = 33.224.804 kWh/año.

Calor sustituido con biomasa: 89%.

Rendimiento total de la instalación: 76,95% PCI.

Poder calorífico biomasa al 35% humedad: 3,22 kWh/kg.

Densidad biomasa al 35% humedad: 219 kg/m3.

Necesidades de biomasa año: 11.934.052 kg/año.

Carga media camión: 17.000 kg (78 m3).

Nº Camiones necesario: 703 camiones/año.

Para unas necesidades medias diarias, en el mes de enero como mes más frío, de 72.129 kg/día, o lo que es lo mismo, 330 m3/día, se establece unas necesidades máximas de 5 camiones al día y una capacidad de almacenamiento de 2 días en el mes más extremo. El coste de la biomasa en astilla con un 35% de humedad se considera de 2,05 c€/kWh.

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7.- REDUCCIÓN DE EMISIONES

De acuerdo a los datos obtenidos, tanto de la situación actual como del estudio de la situación futura, en la siguiente tabla se adjuntan los resultados del cálculo.

Situación actual

(kg CO2) Situación futura

(kg CO2-eq)

Emisiones de GEI´s Fase I + II 7.677.983 895.489

Se espera una importante reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI´s) que se producirían con el cambio de estas instalaciones a una única central térmica con uso de Biomasa como combustible principal ya que la reducción estaría en torno a las 6.782 tCO2-eq., lo que supone una disminución por encima del 88% en estas emisiones.

8.- INVERSIÓN Y PLANIFICACIÓN DE LA RED DE CALOR

La operación se acometerá en dos fases: una primera de construcción de la Red de Calor y suministro a las cooperativas más próximas a la misma y a los equipamientos

públicos y una segunda de extensión del suministro a las viviendas más lejanas. La fase I funcionará durante 3 años; el año 4 entrará en funcionamiento la fase II.

Las fechas clave para la Fase I son:

Inicio de las obras: 01/09/2019.

Fecha de puesta en operación: 01/09/2020.

Las fechas para la Fase II son:

Inicio de las obras: 01/01/2023.

Fecha de puesta en operación: 01/09/2023.

En la siguiente tabla se muestra el Plan de Inversión para el DH Txantrea:

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Plan de Inversión D.H. TXANTREA FASE 1+2 FASE 1

Total Inversión Privada

INSTALACIONES 5.861.604,84 3.004.395,51

INSTALACION DE BIOMASA 1.918.955,00 1.146.025,00

INSTALACION DE GAS NATURAL 553.978,00 276.989,00

ACUMULACION DE CALOR 226.208,87 226.208,87

INSTALACION MECÁNICA 520.467,00 438.137,00

SUBESTACIONES DE CALOR 839.710,00 518.210,00

INSTALACION DE CONTROL 177.060,00 140.800,00

INSTALACIONES AUXILIARES 292.052,20 258.025,64

ZANJAS TUBERIAS DISTRIBUCION FASE 2 642.118,91

RED DE DISTRIBUCION ENERGIA FASE 2 691.054,86

TOTAL PRESUPUESTO EJECUCIÓN MATERIAL 5.861.604,84 3.004.395,51

G.G. + B.I. 15% 879.240,73 450.659,33

Contratos y acometidas Suministros agua, gas y electricidad 1% 113.107,64 84.535,55

Proyectos administrativos Y Dirección de Obra 5,3% 310.665,06 159.232,96

Impuestos, Tasas y licencias 5,5% 157.146,51

TOTAL PRESUPUESTO INVERSION PRIVADA 7.321.764,77 3.698.823,34

Total Inversión Pública

URBANIZACION EXTERIOR 780.993,73 780.993,73

TRABAJOS PREVIOS 691,88 691,88

DEMOLICIONES Y MOVIMIENTO DE TIERRAS 49.704,40 49.704,40

JARDINERÍA Y RIEGO 56.411,05 56.411,05

PAVIMENTOS 158.995,80 158.995,80

PINTURA Y SEÑALIZACIÓN 13.200,57 13.200,57

CENTRO SAN FRANCISCO JAVIER MURO CIERRE/AFECCIONES 117.347,28 117.347,28

VARIOS 2.794,42 2.794,42

ABASTECIMIENTO 26.822,81 26.822,81

SANEAMIENTO 21.403,97 21.403,97

PLUVIALES 33.786,79 33.786,79

ALUMBRADO PUBLICO 52.156,54 52.156,54

OBRA CIVIL ALUMBRADO PUBLICO Y COMUNICACIONES 39.775,50 39.775,50

MEDIA TENSION 63.068,19 63.068,19

OBRA CIVIL MEDIA TENSION 97.667,86 97.667,86

GAS 14.658,60 14.658,60

CONTROL DE CALIDAD 6.156,95 6.156,95

GESTION DE RESIDUOS 12.908,01 12.908,01

SEGURIDAD Y SALUD 13.443,11 13.443,11

OBRA CIVIL 4.668.165,29 4.668.165,29

URBANIZACION PARCELA/CANALIZACION/ELEM. AUX./ZONAS VERDES 412.934,52 412.934,52

NAVES ESTRUCT. HORM. PREF 445.895,48 445.895,48

OBRA CIVIL SILOS 245.770,58 245.770,58

EDIFICIO OFICINAS 201.939,78 201.939,78

OBRA CIVIL DEPOSITO 62.300,00 62.300,00

BASCULA 30.845,83 30.845,83

VARIOS Y GESTION DE RESIDUOS 6.210,37 6.210,37

REVESTIMIENTO DE FACHADA 225.179,10 225.179,10

SEGURIDAD Y SALUD OBRA CIVIL E INSTALACIONES 43.900,00 43.900,00

ZANJAS TUBERIAS DISTRIBUCION 1.291.471,43 1.291.471,43

RED DE DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA 1.701.718,20 1.701.718,20

Total Ejecución Material Obra Urbanización exterior + Obra Civil 5.449.159,02 5.449.159,02

G.G. + B.I. 15% 817.373,85 817.373,85

TOTAL PRESUPUESTO EJECUCIÓN POR CONTRATA 6.266.532,87 6.266.532,87

Proyectos administrativos Y Dirección de Obra 5,3% 288.805,43 288.805,43

TOTAL PRESUPUESTO ABONO A CONCESIONARIA 6.555.338,30 6.555.338,30

Impuestos, Tasas y licencias 5,5% 421.990,84 421.990,84

TOTAL PRESUPUESTO INVERSION PUBLICA 6.977.329,15 6.977.329,15

INVERSION TOTAL 14.299.093,92 10.676.152,49

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Octubre 2018

Se ha considerado un 1% sobre todo el presupuesto de ejecución material para el pago de las tasas, derechos de acometida, enganche y extensión de acometidas de los suministros principales como son, agua, gas, energía eléctrica y comunicaciones que deberá ser sufragado por la empresa concesionaria dentro del ámbito de su contrato.

Así mismo queda incluido en el coste de ingeniería los gastos de visado que ocasionen tanto los proyectos como los certificados de dirección de obra.

9.- ESTUDIO ECONÓMICO

9.1.- PRECIO DE VENTA DE LA ENERGÍA

Para el precio de venta de la energía útil suministrada, se calcula una tarifa para cada uno de los consumidores en función de la energía final consumida en el periodo anual de contrato. Esta tarifa será de aplicación y evolución a las tarifas de gas natural para mantener la paridad de la instalación actual con el nuevo suministro de calor en base a biomasa.

La tarifa a emplear evolucionará en base a los siguientes parámetros:

Tipo de Cambio €/$.

Brent 70$.

Descuento base de aplicación.

Impuesto base de hidrocarburos en c€/kWh.

Término capacidad aplicable en función del consumo contratado anual y los

términos fijos de los términos de las tarifas 3.4 o 3.5.

Rendimiento de la instalación actual aplicado el rendimiento estacional (-3%).

Costes fijos actuales de amortización, mantenimiento y gastos energéticos del sistema de generación.

Los ingresos por cliente en base a su consumo y en base a la tarifa resultante para un precio del barril de Brent a 70$ y un tipo de cambio 0,8547 €/$ se indica a

continuación.

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Octubre 2018

EDIFICIOS FASE 1

POTENCIA

ACTUAL TOTAL

(kW)

RENDIMIEN

TO ACTUAL

(%)

COSTE

AMORT.,

USO Y

MANT.

ASOCIADO

INST.

ACTUAL

(c€/KwH)

CALOR UTIL

CALEFACCI

ON

(kWh)

CONSUMO

EAUIVALEN

TE GAS

NATURAL

(kWh/año)

TARIFAPrecio Base

c€/kWh + IMP. HC

T.FIJO

c€/KwH

FIJO +

VARIABLE

c€/kWh

PRECIO

ENERGIA

FINAL /

RDTO.

(C€/KwH)

P. TOTAL

CON

AMORT.

C€/kWh

COSTE

TOTAL

€/año

Psicogeriatrico 4.152 80,53% 0,6427 2.851.577 3.541.038 3.4.3 4,3361 4,5701 0,0274 4,5975 5,7092 6,3518 181.126,7

Valle de Roncal 1.011 78,87% 0,6617 880.618 1.116.534 3,4,2 4,4440 4,6780 0,0870 4,7650 6,0415 6,7033 59.030,1

Iturrondo 684 76,40% 0,6637 296.133 387.623 3..4.1 4,5662 4,8002 0,2507 5,0509 6,6114 7,2751 21.544,0

Lab.ensayos 314 74,69% 0,6660 76.837 102.874 3.4.1 4,5662 4,8002 0,9445 5,7447 7,6914 8,3574 6.421,6

C.I.Agroforestal 272 74,05% 0,6662 199.348 269.208 3..4.1 4,5662 4,8002 0,3609 5,1612 6,9699 7,6361 15.222,4

P. Ezkaba 200 68,89% 0,6667 142.793 207.279 3.4.1 4,5662 4,8002 0,4688 5,2690 7,6485 8,3152 11.873,5

C.P. G.Galdeano 330 78,95% 0,6659 203.471 257.728 3.4.1 4,5662 4,8002 0,3770 5,1772 6,5578 7,2236 14.698,0

I.E.S. Eunate 469 74,72% 0,6650 206.225 276.000 3.4.1 4,5662 4,8002 0,3520 5,1523 6,8955 7,5606 15.591,8

Orvina I 2.800 80,33% 0,6509 1.237.369 1.540.440 3.4.2 4,4440 4,6780 0,0631 4,7410 5,9023 6,5531 81.086,5

Orvina II 11.628 78,77% 0,5972 6.773.483 8.598.661 3.5 2,8789 3,1129 0,4063 3,5193 4,4676 5,0648 343.064,5

Orvina III 6.626 78,71% 0,6276 4.267.342 5.421.890 3.4.4 4,2210 4,4550 0,0179 4,4730 5,6832 6,3108 269.302,2

TOTAL FASE 1 28.486 17.135.197 21.719.275

EDIFICIOS FASE 2

POTENCIA

ACTUAL

(kW)

RENDIMIEN

TO ACTUAL

(%)

COSTE

AMORT.,

USO Y

MANT.

ASOCIADO

INST.

ACTUAL

(c€/KwH)

CALEFACCI

ON

(kWh)

CONSUMO

EAUIVALEN

TE GAS

NATURAL

(kWh/año)

TARIFAPrecio Base

c€/kWh + IMP. HC

T.FIJO

c€/KwH

FIJO +

VARIABLE

c€/kWh

PRECIO

ENERGIA

UTIL +

RDTO.

(C€/KwH)

+ IMP. HC

COSTE

TOTAL

€/año

Calor Chantrea 10.466 78,50% 0,6043 9.906.471 12.619.371 3.5 2,8789 3,1129 0,4063 3,5193 4,4830 5,0873 503.975,3

San José 5.300 77,60% 0,6357 4.045.950 5.213.853 3.4.4 4,2210 4,4550 0,0186 4,4737 5,7651 6,4007 258.970,5

San Esteban 3.488 79,65% 0,6467 2.137.186 2.683.333 3.4.2 4,4440 4,6780 0,0362 4,7142 5,9189 6,5655 140.317,9

TOTAL FASE 2 19.254 16.089.608 20.516.557

TOTAL ESCENARIOS 47.740 33.224.804 42.235.832 1.922.225

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Octubre 2018

Este precio es variable en función de la previsión de evolución de costes del mercado energético.

El gas natural para consumo dentro de la central de calor tendrá la misma consideración que el gas considerado a los clientes finales, alcanzándose un consumo en fase II de 4.974.927 kWh/a. Para un Brent de 70 $/barril y un tipo de cambio de 0,8547 €/$ se obtiene un precio de coste de 3,59699 c€/kWh gas natural PCS y un coste final kWh útil de 5,7855 c€/kWh.

Los precios del término variable en c€/kWhPCS en función de distintos precios de Brent, tipo de cambio €/$ constante y grupo de consumo energético se indica a continuación.

BRENT 70

TC 0,8547

A 1,98419

B 0,977

C 0,0292

Descuento % 0%

PRECIO 4,5662387

A 1,861913

B 0,977

C 0,0292

Descuento % 0%

PRECIO 4,4439617

A 1,75406

B 0,977

C 0,0292

Descuento % 0%

PRECIO 4,3361087

A 1,639

B 0,977

C 0,0292

Descuento % 0%

PRECIO 4,2210487

A 0,761

B 0,56

C 0,0274

Descuento % 0%

PRECIO 2,8789466

3.4.1 HASTA 1 GWH/A

3.4.2 HASTA 3 GWH/A

3.4.3 HASTA 5 GWH/A

3.4.4 HASTA 8 GWH/A

TARIFA 3.5 > 8 GWH/A

La fórmula utilizada es la que se indica a continuación:

P kWh PCS = (A + (B+C x Brent) x TC) x (1-Dto%)

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Octubre 2018

9.2.- PARÁMETROS ESTUDIO

Los parámetros energéticos considerados para el estudio se indican a continuación:

Necesidades energéticas Fase I: 17.135.197 kWh. (calor útil)

Necesidades energéticas fase I+II: 33.224.804 kWh/a. (calor útil)

Porcentaje Biomasa fase 1: 95%.

Porcentaje Biomasa Fase 2: 89%.

Rendimiento estacional Biomasa: 95%.

Rendimiento estacional Gas natural: 97%.

Pérdidas en la red y en el sistema: 10%.

Se consideran gastos de explotación que se tienen en cuente en el balance para las siguientes partidas:

Consumo de agua.

Consumo de energía eléctrica. Coste final del kWh consumido a 12 c€/kWh.

Costes de personal.

Costes de mantenimiento y gestión de residuos.

Gastos de administración y seguros.

Canon anual.

Gastos de amortización

Se considera un plan de explotación a 25 años, tomando como año 1 el año 2020.

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Octubre 2018

9.3.- VENTAS DE ENERGÍA

A continuación, se indican los flujos de calor y frío vendido, así como los ingresos correspondientes a cada fluido.

CONCEPTO 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028

DEMANDA CALOR UTIL (KWH) 3.489.146 13.281.899 17.135.197 21.962.079 33.224.804 33.224.804 33.224.804 33.224.804 33.224.804

PRECIO VENTA FINAL CALOR UTIL (c€/KWH) 6,83 5,87 5,95 6,09 5,79 5,79 5,79 5,79 5,79

INGRESO TOTAL POR VENTAS CALOR € 238.433 779.250 1.018.967 1.336.529 1.922.227 1.922.227 1.922.227 1.922.227 1.922.227

DEMANDA FRIO TOTAL (KWH) 0 592.200 592.200 592.200 592.200 592.200 592.200 592.200 592.200

PRECIO VENTA FRIO (c€/kWh) 0,00 7,89 12,37 12,37 12,37 12,37 12,37 12,37 12,37

INGRESO VENTA TOTAL FRIO € 0 46.725 73.235 73.235 73.235 73.235 73.235 73.235 73.235

TOTAL INGRESOS € 238.433 825.975 1.092.201 1.409.764 1.995.462 1.995.462 1.995.462 1.995.462 1.995.462

CONCEPTO 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037

DEMANDA CALOR UTIL (KWH) 33.224.804 33.224.804 33.224.804 33.224.804 33.224.804 33.224.804 33.224.804 33.224.804 33.224.804

PRECIO VENTA FINAL CALOR UTIL (c€/KWH) 5,79 5,79 5,79 5,79 5,79 5,79 5,79 5,79 5,79

INGRESO TOTAL POR VENTAS CALOR € 1.922.227 1.922.227 1.922.227 1.922.227 1.922.227 1.922.227 1.922.227 1.922.227 1.922.227

DEMANDA FRIO TOTAL (KWH) 592.200 592.200 592.200 592.200 592.200 592.200 592.200 592.200 592.200

PRECIO VENTA FRIO (c€/kWh) 12,37 12,37 12,37 12,37 12,37 12,37 12,37 12,37 12,37

INGRESO VENTA TOTAL FRIO € 73.235 73.235 73.235 73.235 73.235 73.235 73.235 73.235 73.235

TOTAL INGRESOS € 1.995.462 1.995.462 1.995.462 1.995.462 1.995.462 1.995.462 1.995.462 1.995.462 1.995.462

CONCEPTO 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045 TOTAL

DEMANDA CALOR UTIL (KWH) 33.224.804 33.224.804 33.224.804 33.224.804 33.224.804 33.224.804 33.224.804 23.257.363 776.846.571

PRECIO VENTA FINAL CALOR UTIL (c€/KWH) 5,79 5,79 5,79 5,79 5,79 5,79 5,79 6,10 5,81

INGRESO TOTAL POR VENTAS CALOR € 1.922.227 1.922.227 1.922.227 1.922.227 1.922.227 1.922.227 1.922.227 1.418.548 45.158.493

DEMANDA FRIO TOTAL (KWH) 592.200 592.200 592.200 592.200 592.200 592.200 592.200 414.540 14.627.340

PRECIO VENTA FRIO (c€/kWh) 12,37 12,37 12,37 12,37 12,37 12,37 12,37 14,29 12,24

INGRESO VENTA TOTAL FRIO € 73.235 73.235 73.235 73.235 73.235 73.235 73.235 59.217 1.790.337

TOTAL INGRESOS € 1.995.462 1.995.462 1.995.462 1.995.462 1.995.462 1.995.462 1.995.462 1.477.765 46.948.830

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Octubre 2018

9.4.- GASTOS DE EXPLOTACIÓN

Los gastos de explotación de la central se indican a continuación:

CONCEPTO 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028

OFERTA PREVISTA (kWh) CON BIOMASA 4.307.587 16.397.406 21.154.564 25.401.235 38.427.649 38.427.649 38.427.649 38.427.649 38.427.649

PRECIO BIOMASA cts€/kWh 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05

TOTAL COSTES COSTES POR CONSUMO DE BIOMASA -88.288 -336.079 -433.581 -520.620 -787.608 -787.608 -787.608 -787.608 -787.608

OFERTA PREVISTA (kWh) CON GAS NATURAL 237.477 903.986 1.166.248 3.288.499 4.974.927 4.974.927 4.974.927 4.974.927 4.974.927

COSTE GAS NATURAL 5,20939 4,90772 4,76128 4,59966 4,58964 4,58964 4,58964 4,58964 4,58964

TOTAL COSTES COSTES POR CONSUMO DE GAS NATURAL -12.371 -44.365 -55.528 -151.260 -228.331 -228.331 -228.331 -228.331 -228.331

CONSUMO ELÉCTRICO ENFRIADORAS 0 -30.558 -30.558 -30.558 -30.558 -30.558 -30.558 -30.558 -30.558

CONSUMO ESPECÍFICO ENFRIADORAS (kWh) 0,43 0,43 0,43 0,43 0,43 0,43 0,43 0,43 0,43

OFERTA EQUIVALENTE A DEMANDA PREVISTA (kWh) TOTAL 0 592.200 592.200 592.200 592.200 592.200 592.200 592.200 592.200

PRECIO ENERGÍA ELÉCTRICA (€/kWh) 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12

CONSUMO ELÉCTRICO BOMBEO € 0 0 -7.020 -7.020 -7.020 -7.020 -7.020 -7.020 -7.020

CONSUMO BOMBEO (kWh) 65,00 65,00 65,00 65,00 65,00 65,00 65,00 65,00 65,00

HORAS BOMBEO 0,00 0,00 900,00 900,00 900,00 900,00 900,00 900,00 900,00

PRECIO ENERGÍA ELÉCTRICA 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12

PÉRDIDAS DISTRIBUCIÓN € 0 -3.056 -3.056 -3.056 -3.056 -3.056 -3.056 -3.056 -3.056

PÉRDIDAS DISTRIBUCIÓN % 10,00% 10,00% 10,00% 10,00% 10,00% 10,00% 10,00% 10,00% 10,00%

TOTAL COSTES COSTES POR GENERACIÓN FRIO 0 -33.613 -40.633 -40.633 -40.633 -40.633 -40.633 -40.633 -40.633

CONSUMO AGUA USO CENTRAL (m3) 1.000 3.000 3.000 5.000 5.000 5.000 5.000 5.000 5.000

VOLUMEN DE AGUA DEL CIRCUITO (10%) 2.300 230 230 230 230 230 230 230 230

COSTE DEL AGUA (€/m3) 1 1 1 1 1 1 1 1 1

COSTE TRATAMIENTO AGUA (€/m3) 1 1 1 1 1 1 1 1 1

TOTAL COSTES COSTES POR CONSUMO DE AGUA -5.600 -3.460 -3.460 -5.460 -5.460 -5.460 -5.460 -5.460 -5.460

ENERGÍA ELECTRICA CONSUMIDA 75.052 285.696 368.582 472.409 714.672 714.672 714.672 714.672 714.672

PRECIO ENERGÍA ELÉCTRICA (€/kWh) 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12

TOTAL COSTES COSTES ENERGÍA ELÉCTRICA -9.006 -34.284 -44.230 -56.689 -85.761 -85.761 -85.761 -85.761 -85.761

COSTE BRUTO INDIVIDUAL 35.000 35.000 35.000 35.000 35.000 35.000 35.000 35.000 35.000

Nº EMPLEADOS 1 2 2 2 3 3 3 3 3

TOTAL COSTES COSTES DE PERSONAL -21.000 -70.000 -70.000 -70.000 -105.000 -105.000 -105.000 -105.000 -105.000

COSTE AGUA 0 1.050 1.050 1.050 1.050 1.050 1.050 1.050 1.050

MANO DE OBRA SEGADO Y TRATAMIENTO 0 2.738 2.738 2.738 2.738 2.738 2.738 2.738 2.738

TOTAL COSTES COSTES DE PERSONAL 0 -3.788 -3.788 -3.788 -3.788 -3.788 -3.788 -3.788 -3.788

OFERTA EQUIVALENTE A DEMANDA PREVISTA (kWh) TOTAL 3.489.146 13.281.899 17.135.197 21.962.079 33.224.804 33.224.804 33.224.804 33.224.804 33.224.804

COSTE MANTENIMIENTO cts€/kWh 0,28 0,28 0,28 0,28 0,28 0,28 0,28 0,28 0,28

TOTAL COSTES COSTES DE MANTENIMIENTO -9.770 -37.189 -47.979 -61.494 -93.029 -93.029 -93.029 -93.029 -93.029

TOTAL OFERTA GASTOS ADMINISTRATIVOS Y SEGUROS -31.576 -46.921 -46.921 -46.921 -54.892 -54.892 -54.892 -54.892 -54.892

TOTAL COSTES GASTOS ADMINISTRATIVOS Y SEGUROS -31.576 -46.921 -46.921 -46.921 -54.892 -54.892 -54.892 -54.892 -54.892

TOTAL OFERTA CANON ANUAL -41.551 -138.502 -138.502 -138.502 -138.502 -138.502 -138.502 -138.502 -138.502

TOTAL COSTES CANON ANUAL -41.551 -138.502 -138.502 -138.502 -138.502 -138.502 -138.502 -138.502 -138.502

TOTAL OFERTA GASTOS DE AMORTIZACIÓN -74.691 -248.970 -248.970 -248.970 -510.410 -510.410 -510.410 -510.410 -510.410

TOTAL COSTES GASTOS DE AMORTIZACIÓN -74.691 -248.970 -248.970 -248.970 -510.410 -510.410 -510.410 -510.410 -510.410

COSTES MANT. JARDIN

URBANIZACION

TOTAL OFERTA

INGRESOS / COBROS Y GASTOS / PAGOS

COSTES BIOMASATOTAL OFERTA

COSTES

GAS NATURAL

TOTAL OFERTA

OFERTA FRIO

COSTES

TOTAL OFERTA

COSTES AGUATOTAL OFERTA

COSTES ENERGÍA

ELÉCTRICA

TOTAL OFERTA

COSTES PERSONALTOTAL OFERTA

COSTES MANTENIMIENTO

Y GESTION RESIDUOS

TOTAL OFERTA

CANON ANUAL

GASTOS DE

AMORTIZACIÓN

GASTOS ADMON Y

SEGUROS

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2018

CONCEPTO 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037

OFERTA PREVISTA (kWh) CON BIOMASA 38.427.649 38.427.649 38.427.649 38.427.649 38.427.649 38.427.649 38.427.649 38.427.649 38.427.649

PRECIO BIOMASA cts€/kWh 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05

TOTAL COSTES COSTES POR CONSUMO DE BIOMASA -787.608 -787.608 -787.608 -787.608 -787.608 -787.608 -787.608 -787.608 -787.608

OFERTA PREVISTA (kWh) CON GAS NATURAL 4.974.927 4.974.927 4.974.927 4.974.927 4.974.927 4.974.927 4.974.927 4.974.927 4.974.927

COSTE GAS NATURAL 4,58964 4,58964 4,58964 4,58964 4,58964 4,58964 4,58964 4,58964 4,58964

TOTAL COSTES COSTES POR CONSUMO DE GAS NATURAL -228.331 -228.331 -228.331 -228.331 -228.331 -228.331 -228.331 -228.331 -228.331

CONSUMO ELÉCTRICO ENFRIADORAS -30.558 -30.558 -30.558 -30.558 -30.558 -30.558 -30.558 -30.558 -30.558

CONSUMO ESPECÍFICO ENFRIADORAS (kWh) 0,43 0,43 0,43 0,43 0,43 0,43 0,43 0,43 0,43

OFERTA EQUIVALENTE A DEMANDA PREVISTA (kWh) TOTAL 592.200 592.200 592.200 592.200 592.200 592.200 592.200 592.200 592.200

PRECIO ENERGÍA ELÉCTRICA (€/kWh) 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12

CONSUMO ELÉCTRICO BOMBEO € -7.020 -7.020 -7.020 -7.020 -7.020 -7.020 -7.020 -7.020 -7.020

CONSUMO BOMBEO (kWh) 65,00 65,00 65,00 65,00 65,00 65,00 65,00 65,00 65,00

HORAS BOMBEO 900,00 900,00 900,00 900,00 900,00 900,00 900,00 900,00 900,00

PRECIO ENERGÍA ELÉCTRICA 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12

PÉRDIDAS DISTRIBUCIÓN € -3.056 -3.056 -3.056 -3.056 -3.056 -3.056 -3.056 -3.056 -3.056

PÉRDIDAS DISTRIBUCIÓN % 10,00% 10,00% 10,00% 10,00% 10,00% 10,00% 10,00% 10,00% 10,00%

TOTAL COSTES COSTES POR GENERACIÓN FRIO -40.633 -40.633 -40.633 -40.633 -40.633 -40.633 -40.633 -40.633 -40.633

CONSUMO AGUA USO CENTRAL (m3) 5.000 5.000 5.000 5.000 5.000 5.000 5.000 5.000 5.000

VOLUMEN DE AGUA DEL CIRCUITO (10%) 230 230 230 230 230 230 230 230 230

COSTE DEL AGUA (€/m3) 1 1 1 1 1 1 1 1 1

COSTE TRATAMIENTO AGUA (€/m3) 1 1 1 1 1 1 1 1 1

TOTAL COSTES COSTES POR CONSUMO DE AGUA -5.460 -5.460 -5.460 -5.460 -5.460 -5.460 -5.460 -5.460 -5.460

ENERGÍA ELECTRICA CONSUMIDA 714.672 714.672 714.672 714.672 714.672 714.672 714.672 714.672 714.672

PRECIO ENERGÍA ELÉCTRICA (€/kWh) 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12

TOTAL COSTES COSTES ENERGÍA ELÉCTRICA -85.761 -85.761 -85.761 -85.761 -85.761 -85.761 -85.761 -85.761 -85.761

COSTE BRUTO INDIVIDUAL 35.000 35.000 35.000 35.000 35.000 35.000 35.000 35.000 35.000

Nº EMPLEADOS 3 3 3 3 3 3 3 3 3

TOTAL COSTES COSTES DE PERSONAL -105.000 -105.000 -105.000 -105.000 -105.000 -105.000 -105.000 -105.000 -105.000

COSTE AGUA 1.050 1.050 1.050 1.050 1.050 1.050 1.050 1.050 1.050

MANO DE OBRA SEGADO Y TRATAMIENTO 2.738 2.738 2.738 2.738 2.738 2.738 2.738 2.738 2.738

TOTAL COSTES COSTES DE PERSONAL -3.788 -3.788 -3.788 -3.788 -3.788 -3.788 -3.788 -3.788 -3.788

OFERTA EQUIVALENTE A DEMANDA PREVISTA (kWh) TOTAL 33.224.804 33.224.804 33.224.804 33.224.804 33.224.804 33.224.804 33.224.804 33.224.804 33.224.804

COSTE MANTENIMIENTO cts€/kWh 0,28 0,28 0,28 0,28 0,28 0,28 0,28 0,28 0,28

TOTAL COSTES COSTES DE MANTENIMIENTO -93.029 -93.029 -93.029 -93.029 -93.029 -93.029 -93.029 -93.029 -93.029

TOTAL OFERTA GASTOS ADMINISTRATIVOS Y SEGUROS -54.892 -54.892 -54.892 -54.892 -54.892 -54.892 -54.892 -54.892 -54.892

TOTAL COSTES GASTOS ADMINISTRATIVOS Y SEGUROS -54.892 -54.892 -54.892 -54.892 -54.892 -54.892 -54.892 -54.892 -54.892

TOTAL OFERTA CANON ANUAL -138.502 -138.502 -138.502 -138.502 -138.502 -138.502 -138.502 -138.502 -138.502

TOTAL COSTES CANON ANUAL -138.502 -138.502 -138.502 -138.502 -138.502 -138.502 -138.502 -138.502 -138.502

TOTAL OFERTA GASTOS DE AMORTIZACIÓN -510.410 -510.410 -510.410 -510.410 -510.410 -510.410 -435.718 -261.439 -261.439

TOTAL COSTES GASTOS DE AMORTIZACIÓN -510.410 -510.410 -510.410 -510.410 -510.410 -510.410 -435.718 -261.439 -261.439

COSTES MANT. JARDIN

URBANIZACION

TOTAL OFERTA

INGRESOS / COBROS Y GASTOS / PAGOS

COSTES BIOMASATOTAL OFERTA

COSTES

GAS NATURAL

TOTAL OFERTA

OFERTA FRIO

COSTES

TOTAL OFERTA

COSTES AGUATOTAL OFERTA

COSTES ENERGÍA

ELÉCTRICA

TOTAL OFERTA

COSTES PERSONALTOTAL OFERTA

COSTES MANTENIMIENTO

Y GESTION RESIDUOS

TOTAL OFERTA

CANON ANUAL

GASTOS DE

AMORTIZACIÓN

GASTOS ADMON Y

SEGUROS

Pág. 30/58 T9IF18074

2018

CONCEPTO 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045 TOTAL

OFERTA PREVISTA (kWh) CON BIOMASA 38.427.649 38.427.649 38.427.649 38.427.649 38.427.649 38.427.649 38.427.649 26.899.354 -

PRECIO BIOMASA cts€/kWh 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 -

TOTAL COSTES COSTES POR CONSUMO DE BIOMASA -787.608 -787.608 -787.608 -787.608 -787.608 -787.608 -787.608 -551.326 -18.469.662

OFERTA PREVISTA (kWh) CON GAS NATURAL 4.974.927 4.974.927 4.974.927 4.974.927 4.974.927 4.974.927 4.974.927 3.482.449 -

COSTE GAS NATURAL 4,58964 4,58964 4,58964 4,58964 4,58964 4,58964 4,58964 4,59801

TOTAL COSTES COSTES POR CONSUMO DE GAS NATURAL -228.331 -228.331 -228.331 -228.331 -228.331 -228.331 -228.331 -160.123 -5.218.603

CONSUMO ELÉCTRICO ENFRIADORAS -30.558 -30.558 -30.558 -30.558 -30.558 -30.558 -30.558 -21.390 -

CONSUMO ESPECÍFICO ENFRIADORAS (kWh) 0,43 0,43 0,43 0,43 0,43 0,43 0,43 0,43 -

OFERTA EQUIVALENTE A DEMANDA PREVISTA (kWh) TOTAL 592.200 592.200 592.200 592.200 592.200 592.200 592.200 414.540 -

PRECIO ENERGÍA ELÉCTRICA (€/kWh) 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 -

CONSUMO ELÉCTRICO BOMBEO € -7.020 -7.020 -7.020 -7.020 -7.020 -7.020 -7.020 -7.020 -

CONSUMO BOMBEO (kWh) 65,00 65,00 65,00 65,00 65,00 65,00 65,00 65,00 -

HORAS BOMBEO 900,00 900,00 900,00 900,00 900,00 900,00 900,00 900,00 -

PRECIO ENERGÍA ELÉCTRICA 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 -

PÉRDIDAS DISTRIBUCIÓN € -3.056 -3.056 -3.056 -3.056 -3.056 -3.056 -3.056 -2.139 -

PÉRDIDAS DISTRIBUCIÓN % 10,00% 10,00% 10,00% 10,00% 10,00% 10,00% 10,00% 10,00%

TOTAL COSTES COSTES POR GENERACIÓN FRIO -40.633 -40.633 -40.633 -40.633 -40.633 -40.633 -40.633 -30.549 -998.728

CONSUMO AGUA USO CENTRAL (m3) 5.000 5.000 5.000 5.000 5.000 5.000 5.000 5.000 -

VOLUMEN DE AGUA DEL CIRCUITO (10%) 230 230 230 230 230 230 230 230

COSTE DEL AGUA (€/m3) 1 1 1 1 1 1 1 1

COSTE TRATAMIENTO AGUA (€/m3) 1 1 1 1 1 1 1 1

TOTAL COSTES COSTES POR CONSUMO DE AGUA -5.460 -5.460 -5.460 -5.460 -5.460 -5.460 -5.460 -5.460 -138.100

ENERGÍA ELECTRICA CONSUMIDA 714.672 714.672 714.672 714.672 714.672 714.672 714.672 500.271 -

PRECIO ENERGÍA ELÉCTRICA (€/kWh) 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 -

TOTAL COSTES COSTES ENERGÍA ELÉCTRICA -85.761 -85.761 -85.761 -85.761 -85.761 -85.761 -85.761 -60.032 -2.005.216

0

COSTE BRUTO INDIVIDUAL 35.000 35.000 35.000 35.000 35.000 35.000 35.000 35.000 -

Nº EMPLEADOS 3 3 3 3 3 3 3 2 -

TOTAL COSTES COSTES DE PERSONAL -105.000 -105.000 -105.000 -105.000 -105.000 -105.000 -105.000 -73.500 -2.509.500

COSTE AGUA 1.050 1.050 1.050 1.050 1.050 1.050 1.050 1.050 -

MANO DE OBRA SEGADO Y TRATAMIENTO 2.738 2.738 2.738 2.738 2.738 2.738 2.738 2.738 -

TOTAL COSTES COSTES DE PERSONAL -3.788 -3.788 -3.788 -3.788 -3.788 -3.788 -3.788 -3.788 -94.688

OFERTA EQUIVALENTE A DEMANDA PREVISTA (kWh) TOTAL 33.224.804 33.224.804 33.224.804 33.224.804 33.224.804 33.224.804 33.224.804 23.257.363 -

COSTE MANTENIMIENTO cts€/kWh 0,28 0,28 0,28 0,28 0,28 0,28 0,28 0,28 -

TOTAL COSTES COSTES DE MANTENIMIENTO -93.029 -93.029 -93.029 -93.029 -93.029 -93.029 -93.029 -65.121 -2.175.170

TOTAL OFERTA GASTOS ADMINISTRATIVOS Y SEGUROS -54.892 -54.892 -54.892 -54.892 -54.892 -54.892 -54.892 -45.924 -

TOTAL COSTES GASTOS ADMINISTRATIVOS Y SEGUROS -54.892 -54.892 -54.892 -54.892 -54.892 -54.892 -54.892 -45.924 -1.370.985

TOTAL OFERTA CANON ANUAL -138.502 -138.502 -138.502 -138.502 -138.502 -138.502 -138.502 -96.951 -

TOTAL COSTES CANON ANUAL -138.502 -138.502 -138.502 -138.502 -138.502 -138.502 -138.502 -96.951 -3.462.544

TOTAL OFERTA GASTOS DE AMORTIZACIÓN -261.439 -7.656.143

TOTAL COSTES GASTOS DE AMORTIZACIÓN -261.439 0 0 0 0 0 0 0 -7.656.143

COSTES MANT. JARDIN

URBANIZACION

TOTAL OFERTA

INGRESOS / COBROS Y GASTOS / PAGOS

COSTES BIOMASATOTAL OFERTA

COSTES

GAS NATURAL

TOTAL OFERTA

OFERTA FRIO

COSTES

TOTAL OFERTA

COSTES AGUATOTAL OFERTA

COSTES ENERGÍA

ELÉCTRICA

TOTAL OFERTA

COSTES PERSONALTOTAL OFERTA

COSTES MANTENIMIENTO

Y GESTION RESIDUOS

TOTAL OFERTA

CANON ANUAL

GASTOS DE

AMORTIZACIÓN

GASTOS ADMON Y

SEGUROS

Pág. 31/58 T9IF18074

2018

El resumen de Ingresos y gastos se indica a continuación:

CONCEPTO 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028

INGRESOS POR VENTAS TOTALES CALEFACCIÓN Y ACS 238.433 779.250 1.018.967 1.336.529 1.922.227 1.922.227 1.922.227 1.922.227 1.922.227

INGRESOS POR VENTAS TOTALES FRIO 0 46.725 73.235 73.235 73.235 73.235 73.235 73.235 73.235

TOTAL INGRESOS 238.433 825.975 1.092.201 1.409.764 1.995.462 1.995.462 1.995.462 1.995.462 1.995.462

COSTES POR CONSUMO DE BIOMASA -88.288 -336.079 -433.581 -520.620 -787.608 -787.608 -787.608 -787.608 -787.608

COSTES POR CONSUMO DE GAS NATURAL -12.371 -44.365 -55.528 -151.260 -228.331 -228.331 -228.331 -228.331 -228.331

COSTES POR GENERACIÓN FRIO 0 -33.613 -40.633 -40.633 -40.633 -40.633 -40.633 -40.633 -40.633

COSTES POR CONSUMO DE AGUA -5.600 -3.460 -3.460 -5.460 -5.460 -5.460 -5.460 -5.460 -5.460

COSTES ENERGÍA ELÉCTRICA -9.006 -34.284 -44.230 -56.689 -85.761 -85.761 -85.761 -85.761 -85.761

COSTES DE PERSONAL -21.000 -70.000 -70.000 -70.000 -105.000 -105.000 -105.000 -105.000 -105.000

COSTES MANTENIMIENTO JARDINES URBANIZACION 0 -3.788 -3.788 -3.788 -3.788 -3.788 -3.788 -3.788 -3.788

COSTES DE MANTENIMIENTO -9.770 -37.189 -47.979 -61.494 -93.029 -93.029 -93.029 -93.029 -93.029

GASTOS ADMINISTRATIVOS Y SEGUROS -31.576 -46.921 -46.921 -46.921 -54.892 -54.892 -54.892 -54.892 -54.892

CANON ANUAL -41.551 -138.502 -138.502 -138.502 -138.502 -138.502 -138.502 -138.502 -138.502

GASTOS DE AMORTIZACIÓN -74.691 -248.970 -248.970 -248.970 -510.410 -510.410 -510.410 -510.410 -510.410

TOTAL GASTOS -293.853 -997.171 -1.133.592 -1.344.337 -2.053.413 -2.053.413 -2.053.413 -2.053.413 -2.053.413

INGRESOS Y GASTOS

INGRESOS

GASTOS

CONCEPTO 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037

INGRESOS POR VENTAS TOTALES CALEFACCIÓN Y ACS 1.922.227 1.922.227 1.922.227 1.922.227 1.922.227 1.922.227 1.922.227 1.922.227 1.922.227

INGRESOS POR VENTAS TOTALES FRIO 73.235 73.235 73.235 73.235 73.235 73.235 73.235 73.235 73.235

TOTAL INGRESOS 1.995.462 1.995.462 1.995.462 1.995.462 1.995.462 1.995.462 1.995.462 1.995.462 1.995.462

COSTES POR CONSUMO DE BIOMASA -787.608 -787.608 -787.608 -787.608 -787.608 -787.608 -787.608 -787.608 -787.608

COSTES POR CONSUMO DE GAS NATURAL -228.331 -228.331 -228.331 -228.331 -228.331 -228.331 -228.331 -228.331 -228.331

COSTES POR GENERACIÓN FRIO -40.633 -40.633 -40.633 -40.633 -40.633 -40.633 -40.633 -40.633 -40.633

COSTES POR CONSUMO DE AGUA -5.460 -5.460 -5.460 -5.460 -5.460 -5.460 -5.460 -5.460 -5.460

COSTES ENERGÍA ELÉCTRICA -85.761 -85.761 -85.761 -85.761 -85.761 -85.761 -85.761 -85.761 -85.761

COSTES DE PERSONAL -105.000 -105.000 -105.000 -105.000 -105.000 -105.000 -105.000 -105.000 -105.000

COSTES MANTENIMIENTO JARDINES URBANIZACION -3.788 -3.788 -3.788 -3.788 -3.788 -3.788 -3.788 -3.788 -3.788

COSTES DE MANTENIMIENTO -93.029 -93.029 -93.029 -93.029 -93.029 -93.029 -93.029 -93.029 -93.029

GASTOS ADMINISTRATIVOS Y SEGUROS -54.892 -54.892 -54.892 -54.892 -54.892 -54.892 -54.892 -54.892 -54.892

CANON ANUAL -138.502 -138.502 -138.502 -138.502 -138.502 -138.502 -138.502 -138.502 -138.502

GASTOS DE AMORTIZACIÓN -510.410 -510.410 -510.410 -510.410 -510.410 -510.410 -435.718 -261.439 -261.439

TOTAL GASTOS -2.053.413 -2.053.413 -2.053.413 -2.053.413 -2.053.413 -2.053.413 -1.978.722 -1.804.443 -1.804.443

INGRESOS Y GASTOS

INGRESOS

GASTOS

CONCEPTO 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045 TOTAL

INGRESOS POR VENTAS TOTALES CALEFACCIÓN Y ACS 1.922.227 1.922.227 1.922.227 1.922.227 1.922.227 1.922.227 1.922.227 1.418.548 45.158.493

INGRESOS POR VENTAS TOTALES FRIO 73.235 73.235 73.235 73.235 73.235 73.235 73.235 59.217 1.790.337

TOTAL INGRESOS 1.995.462 1.995.462 1.995.462 1.995.462 1.995.462 1.995.462 1.995.462 1.477.765 46.948.830

COSTES POR CONSUMO DE BIOMASA -787.608 -787.608 -787.608 -787.608 -787.608 -787.608 -787.608 -551.326 -18.469.662

COSTES POR CONSUMO DE GAS NATURAL -228.331 -228.331 -228.331 -228.331 -228.331 -228.331 -228.331 -160.123 -5.218.603

COSTES POR GENERACIÓN FRIO -40.633 -40.633 -40.633 -40.633 -40.633 -40.633 -40.633 -30.549 -998.728

COSTES POR CONSUMO DE AGUA -5.460 -5.460 -5.460 -5.460 -5.460 -5.460 -5.460 -5.460 -138.100

COSTES ENERGÍA ELÉCTRICA -85.761 -85.761 -85.761 -85.761 -85.761 -85.761 -85.761 -60.032 -2.005.216

COSTES DE PERSONAL -105.000 -105.000 -105.000 -105.000 -105.000 -105.000 -105.000 -73.500 -2.509.500

COSTES MANTENIMIENTO JARDINES URBANIZACION -3.788 -3.788 -3.788 -3.788 -3.788 -3.788 -3.788 -3.788 -94.688

COSTES DE MANTENIMIENTO -93.029 -93.029 -93.029 -93.029 -93.029 -93.029 -93.029 -65.121 -2.175.170

GASTOS ADMINISTRATIVOS Y SEGUROS -54.892 -54.892 -54.892 -54.892 -54.892 -54.892 -54.892 -45.924 -1.370.985

CANON ANUAL -138.502 -138.502 -138.502 -138.502 -138.502 -138.502 -138.502 -96.951 -3.462.544

GASTOS DE AMORTIZACIÓN -261.439 0 0 0 0 0 0 0 -7.656.143

TOTAL GASTOS -1.804.443 -1.543.003 -1.543.003 -1.543.003 -1.543.003 -1.543.003 -1.543.003 -1.092.774 -44.099.339

INGRESOS Y GASTOS

INGRESOS

GASTOS

Pág. 32/58 T9IF18074

2018

9.5.- VALORACION DEL PROYECTO

A continuación, se valora el proyecto en base a los ingresos y gastos, los gastos de amortización y la previsión de evolución del IPC:

CONCEPTO 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028

EBITDA EN TÉRMINOS REALES 19.271 77.774 207.580 314.398 452.458 452.458 452.458 452.458 452.458

IPC ANUAL 2,00% 2,00% 2,00% 2,00% 2,00% 2,00% 2,00% 2,00% 2,00%

IPC ACUMULADO 2,00% 4,04% 6,12% 8,24% 10,41% 12,62% 14,87% 17,17% 19,51%

EBITDA EN TÉRMINOS NOMINALES 20.487 86.512 228.763 351.731 513.966 527.015 540.325 553.902 567.750

GASTOS DE AMORTIZACIÓN -74.691 -248.970 -248.970 -248.970 -510.410 -510.410 -510.410 -510.410 -510.410

EBIT EN TÉRMINOS NOMINALES -54.204 -162.459 -20.207 102.761 3.556 16.605 29.916 43.492 57.340

BASE IMPONIBLE IMPUESTO DE SOCIEDADES -54.204 -216.662 -236.870 -134.109 -130.553 -113.947 -84.032 -40.539 16.801

PAGO POR IMPUESTO DE SOCIEDADES (AL 23% Y COMPENSACIÓN DE BASES) 0 0 0 0 0 0 0 0 -3.864

EBIT NETO DE IMPUESTOS -54.204 -162.459 -20.207 102.761 3.556 16.605 29.916 43.492 53.476

CONCEPTO 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037

EBITDA EN TÉRMINOS REALES 452.458 452.458 452.458 452.458 452.458 452.458 452.458 452.458 452.458

IPC ANUAL 2,00% 2,00% 2,00% 2,00% 2,00% 2,00% 2,00% 2,00% 2,00%

IPC ACUMULADO 21,90% 24,34% 26,82% 29,36% 31,95% 34,59% 37,28% 40,02% 42,82%

EBITDA EN TÉRMINOS NOMINALES 581.875 596.283 610.978 625.968 641.257 656.852 672.759 688.985 705.534

GASTOS DE AMORTIZACIÓN -510.410 -510.410 -510.410 -510.410 -510.410 -510.410 -435.718 -261.439 -261.439

EBIT EN TÉRMINOS NOMINALES 71.465 85.873 100.569 115.558 130.848 146.443 237.041 427.546 444.095

BASE IMPONIBLE IMPUESTO DE SOCIEDADES 71.465 85.873 100.569 115.558 130.848 146.443 237.041 427.546 444.095

PAGO POR IMPUESTO DE SOCIEDADES (AL 23% Y COMPENSACIÓN DE BASES) -16.437 -19.751 -23.131 -26.578 -30.095 -33.682 -54.519 -98.335 -102.142

EBIT NETO DE IMPUESTOS 55.028 66.122 77.438 88.980 100.753 112.761 182.522 329.210 341.953

CONCEPTO 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045 TOTAL

EBITDA EN TÉRMINOS REALES 452.458 452.458 452.458 452.458 452.458 452.458 452.458 384.991 10.505.634

IPC ANUAL 2,00% 2,00% 2,00% 2,00% 2,00% 2,00% 2,00% 2,00% 52,00%

IPC ACUMULADO 45,68% 48,59% 51,57% 54,60% 57,69% 60,84% 64,06% 67,34% 834,43%

EBITDA EN TÉRMINOS NOMINALES 722.415 739.634 757.196 775.110 793.382 812.020 831.031 709.539 15.311.271

GASTOS DE AMORTIZACIÓN -261.439 0 0 0 0 0 0 0 -7.656.143

EBIT EN TÉRMINOS NOMINALES 460.976 739.634 757.196 775.110 793.382 812.020 831.031 709.539 7.655.128

BASE IMPONIBLE IMPUESTO DE SOCIEDADES 460.976 739.634 757.196 775.110 793.382 812.020 831.031 709.539 6.644.212

PAGO POR IMPUESTO DE SOCIEDADES (AL 23% Y COMPENSACIÓN DE BASES) -106.024 -170.116 -174.155 -178.275 -182.478 -186.765 -191.137 -163.194 -1.760.679

EBIT NETO DE IMPUESTOS 354.951 569.518 583.041 596.835 610.904 625.255 639.894 546.345 5.894.448

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2018

Como puede comprobarse se ha considerado una evolución del IPC del 2% durante todos los años de la inversión. Se ha considerado unas inversiones CAPEX para la ejecución de la fase I en dos periodos, el 50% en 2019 y el otro 50% en 2020 para posibilitar la construcción de la planta y tomando como fecha de inicio puesta en marcha a primeros de septiembre de 2020. Las inversiones correspondientes a la ampliación del proyecto (fase I+II) se consideran que serán necesarias ser realizadas en el año 2023 una vez se haya negociado con los posibles clientes la adhesión a la central de calor.

Se establecen unas necesidades operativas de fondos pequeñas para una caja de 25.000 € teniendo en cuenta que el aprovisionamiento de biomasa es prácticamente

en “just in time” y aplicando pagos y cobros a 30 días con compensación de ingresos por términos fijos que no generen grandes necesidades de crédito a corto plazo.

A efectos de amortización se considera el año 1 el año 2020.

NO se aplica un valor residual de la instalación en el año 25 correspondiente a la obra civil necesaria, instalación de almacenamiento y la instalación de distribución de calor, sino que el valor considerado y actualizado al final del período de explotación (25 años), (996.871,41 €) se ha tenido en cuenta descontado del canon a establecerse por la explotación de la central.

Los flujos de caja resultantes se indican a continuación:

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2018

CONCEPTO 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028

CASH FLOW NETO DE EXPLOTACIÓN 20.487 86.512 228.763 351.731 513.966 527.015 540.325 553.902 563.886

INVERSIÓN EN CAPEX -1.885.765 0 0 -3.921.588 0 0 0 0 0

INVERSIÓN EN NOF -26.638 -5.105 -11.614 -10.002 -13.270 -833 -849 -866 -884

NOF -26.638 -31.743 -43.357 -53.360 -66.629 -67.462 -68.311 -69.177 -70.061

CAJA -25.000 -25.000 -25.000 -25.000 -25.000 -25.000 -25.000 -25.000 -25.000

CLIENTES (PMC=30 DIAS) -20.267 -71.612 -96.588 -127.164 -183.596 -187.268 -191.013 -194.833 -198.730

PROVEEDORES (PMP=30 DIAS) 18.629 64.869 78.231 98.805 141.967 144.806 147.702 150.656 153.669

EXISTENCIAS (5% GASTO ANUAL BIOMASA) 0 0 0 0 0 0 0 0 0

VALOR RESIDUAL (OBRA CIVIL, SILOS, INST. DISTRIBUCIÓN CALOR) 0 0 0 0 0 0 0 0 0

CASH FLOW LIBRE -1.891.916 81.407 217.149 -3.579.860 500.696 526.182 539.476 553.036 563.002

CONCEPTO 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037

CASH FLOW NETO DE EXPLOTACIÓN 565.438 576.532 587.847 599.389 611.162 623.171 618.240 590.649 603.393

INVERSIÓN EN CAPEX 0 0 0 0 0 0 0 0 0

INVERSIÓN EN NOF -901 -919 -938 -956 -976 -995 -1.015 -1.035 -1.056

NOF -70.962 -71.881 -72.819 -73.775 -74.751 -75.746 -76.761 -77.796 -78.852

CAJA -25.000 -25.000 -25.000 -25.000 -25.000 -25.000 -25.000 -25.000 -25.000

CLIENTES (PMC=30 DIAS) -202.705 -206.759 -210.894 -215.112 -219.414 -223.802 -228.278 -232.844 -237.501

PROVEEDORES (PMP=30 DIAS) 156.743 159.878 163.075 166.337 169.663 173.057 176.518 180.048 183.649

EXISTENCIAS (5% GASTO ANUAL BIOMASA) 0 0 0 0 0 0 0 0 0

VALOR RESIDUAL (OBRA CIVIL, SILOS, INST. DISTRIBUCIÓN CALOR) 0 0 0 0 0 0 0 0 0

CASH FLOW LIBRE 564.537 575.613 586.910 598.433 610.187 622.176 617.225 589.614 602.337

CONCEPTO 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045 TOTAL

CASH FLOW NETO DE EXPLOTACIÓN 616.391 569.518 583.041 596.835 610.904 625.255 639.894 546.345 13.550.591

INVERSIÓN EN CAPEX 0 0 0 0 0 0 0 0 -7.656.143

INVERSIÓN EN NOF -1.077 -1.099 -1.121 -1.143 -1.166 -1.189 -1.213 86.859 0

NOF -79.929 -81.027 -82.148 -83.291 -84.457 -85.646 -86.859 -78.688 -1.832.124

CAJA -25.000 -25.000 -25.000 -25.000 -25.000 -25.000 -25.000 -25.000 -650.000

CLIENTES (PMC=30 DIAS) -242.251 -247.096 -252.038 -257.079 -262.220 -267.465 -272.814 -206.077 -5.255.419

PROVEEDORES (PMP=30 DIAS) 187.322 191.068 194.890 198.788 202.763 206.819 210.955 152.389 4.073.295

EXISTENCIAS (5% GASTO ANUAL BIOMASA) 0 0 0 0 0 0 0 0 0

VALOR RESIDUAL (OBRA CIVIL, SILOS, INST. DISTRIBUCIÓN CALOR) 0 0 0 0 0 0 0 0 0

CASH FLOW LIBRE 615.314 568.419 581.921 595.692 609.739 624.066 638.681 633.204 5.894.448

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Octubre 2018

El resultado del proyecto aplicando un apalancamiento de la financiación del 80% con un coste medio de la financiación del capital de 2,6012% es:

TIR DEL PROYECTO 4,8952%

COSTE MEDIO PONDERADO DE CAPITAL (CMPC) 2,6012%

PORCENTAJE DE FINANCIACIÓN PROPIA 20,00%

COSTE PORCENTUAL DE FINANCIACIÓN CON FONDOS PROPIOS 5,3060%

OBLIGACIONES A 10 AÑOS TESORO PUBLICO 1,4060%

BETA 0,6500

PRIMA DE RIESGO 6,00%

PORCENTAJE DE FINANCIACIÓN AJENA 80,00%

TIPO DE INTERÉS NOMINAL FINANCIACIÓN AJENA CORREGIDA TASA FISCAL (23%) 1,93%

TIPO DE INTERÉS NOMINAL FINANCIACIÓN AJENA 2,50%

VAN DEL PROYECTO 2.022.730

Los flujos de caja en función de las necesidades de financiación aplicando las amortizaciones del principal y los intereses del crédito serían.

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Octubre 2018

CONCEPTO 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028

CASH FLOW LIBRE -1.883.411 98.111 232.884 -3.565.119 532.457 555.893 567.085 578.490 586.249

CASH FLOW DEUDA TOTAL -1.389.156 241.301 241.301 -2.895.969 494.688 494.688 494.688 494.688 494.688

CASH FLOW DEUDA FASE 1 -1.389.156 241.301 241.301 241.301 241.301 241.301 241.301 241.301 241.301

PRÉSTAMO FASE 1 -1.508.612 0 0 0 0 0 0 0

INTERESES 36.976 72.629 68.412 64.090 59.660 55.119 50.464 45.693 40.803

AMORTIZ. PRINCIPAL 82.480 168.672 172.889 177.211 181.642 186.183 190.837 195.608 200.498

CASH FLOW DEUDA FASE 2 0 0 0 -3.137.271 253.386 253.386 253.386 253.386 253.386

PRÉSTAMO FASE 2 -3.137.271 0 0 0 0 0

INTERESES 78.432 74.058 69.575 64.979 60.269

AMORTIZ. PRINCIPAL 174.954 179.328 183.812 188.407 193.117

CASH FLOW ACCIONISTA POR DIFERENCIA -494.255 -143.190 -8.418 -669.150 37.769 61.205 72.397 83.803 91.561

CASH FLOW ACCIONISTA POR FORMULA -494.255 -143.190 -8.418 -669.150 37.769 61.205 72.397 83.803 91.561

CONCEPTO 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037

CASH FLOW LIBRE 585.520 594.276 603.195 612.281 621.537 630.965 623.390 593.775 605.145

CASH FLOW DEUDA TOTAL 494.688 494.688 494.688 494.688 494.688 494.688 375.231 253.386 253.386

CASH FLOW DEUDA FASE 1 241.301 241.301 241.301 241.301 241.301 241.301 121.845 0 0

PRÉSTAMO FASE 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0

INTERESES 35.791 30.653 25.387 19.989 14.456 8.785 2.972 0 0

AMORTIZ. PRINCIPAL 205.511 210.649 215.915 221.313 226.846 232.517 118.873 0 0

CASH FLOW DEUDA FASE 2 253.386 253.386 253.386 253.386 253.386 253.386 253.386 253.386 253.386

PRÉSTAMO FASE 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0

INTERESES 55.441 50.493 45.420 40.221 34.892 29.430 23.831 18.092 12.210

AMORTIZ. PRINCIPAL 197.945 202.894 207.966 213.165 218.494 223.957 229.555 235.294 241.177

CASH FLOW ACCIONISTA POR DIFERENCIA 90.832 99.588 108.508 117.594 126.849 136.277 248.158 340.389 351.759

CASH FLOW ACCIONISTA POR FORMULA 90.832 99.588 108.508 117.594 126.849 136.277 248.158 340.389 351.759

CONCEPTO 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045 TOTAL

CASH FLOW LIBRE 616.735 568.419 581.921 595.692 609.739 624.066 638.681 633.204 6.192.390

CASH FLOW DEUDA TOTAL 253.386 0 0 0 0 0 0 0 1.295.400

CASH FLOW DEUDA FASE 1 0 0 0 0 0 0 0 0 631.877

PRÉSTAMO FASE 1 0 0 0 0 0 0 0 0 -2.987.644

INTERESES 0 0 0 0 0 0 0 0 631.877

AMORTIZ. PRINCIPAL 0 0 0 0 0 0 0 0 2.987.644

CASH FLOW DEUDA FASE 2 253.386 0 0 0 0 0 0 0 663.523

PRÉSTAMO FASE 2 0 0 0 0 0 0 0 0 -3.137.271

INTERESES 6.180 0 0 0 0 0 0 0 663.523

AMORTIZ. PRINCIPAL 247.206 0 0 0 0 0 0 0 3.137.271

CASH FLOW ACCIONISTA POR DIFERENCIA 363.349 568.419 581.921 595.692 609.739 624.066 638.681 633.204 4.896.990

CASH FLOW ACCIONISTA POR FORMULA 363.349 568.419 581.921 595.692 609.739 624.066 638.681 633.204 4.896.990

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Junio 2018

Las rentabilidades conseguidas en el proyecto son las siguientes:

TASA INTERNA DE RENTABILIDAD DEL PROYECTO 5,1830%

TASA INTERNA DE RENTABILIDAD PARA LA DEUDA 2,5000%

TASA INTERNA DE RENTABILIDAD PARA EL ACCIONISTA 8,3247%

10.- RIESGOS OPERATIVOS Y TÉCNICOS DE LA CONSTRUCCIÓN Y EXPLOTACIÓN DE LA OBRA

Debido al plazo establecido entre la adjudicación y la fecha de inicio de explotación, no se consideran riesgos operativos en la fase de construcción de obra que no puedan ser solucionados en el periodo indicado.

En fase de explotación, los riesgos operativos pueden ser establecidos por la evolución de las distintas variables que afectan directamente a la rentabilidad del proyecto, como son principalmente los precios de la materia prima, principalmente biomasa, y la evolución de las variables que marcan la evolución del precio máximo de tarifas, precio comparativo del gas natural. Se establece, sin embargo, como factor principal en la valoración de riesgo operativo la disminución de la demanda de calor, bien por no conseguir los clientes previstos o bien por la reducción del consumo por parte de ellos.

Estos riesgos son estudiados en el punto posterior en el que se realiza estudios de

sensibilidad a la variación de dichos factores.

11.- ESTUDIOS DE ESTRÉS Y SENSIBILIDAD

En el siguiente apartado se determina la evolución de la rentabilidad del proyecto en función de la variación de los principales parámetros de comportamiento del proyecto como son:

Variación a la demanda de calor.

Variación al precio final de la energía (calor) vendido.

Variación al precio de la materia prima (Biomasa).

Variación a los gastos no energéticos de la central.

A continuación, se refleja de manera gráfica la evolución de cada uno de ellos.

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Octubre 2018

11.1.- TIR FRENTE A LA VARIACIÓN DE LA DEMANDA DE CALOR

DEMANDA CALOR TIR PROYECTO TIR ACCIONISTA

130% 9,07% 18,24%

120% 7,89% 14,99%

110% 6,62% 11,76%

100% 5,18% 8,32%

90% 3,66% 4,92%

80% 1,99% 1,50%

Como puede comprobarse, la demanda de calor no es un parámetro determinante en la rentabilidad del proyecto, estableciéndose que reducciones del 20% en la demanda prevista todavía genera rentabilidades positivas que podrían considerarse aceptables. Además, en el caso de no alcanzar la demanda prevista, no se ejecutarían las inversiones previstas en la ampliación, con lo que los TIR expuestos serían ligeramente

superiores.

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Octubre 2018

11.2.- TIR FRENTE A LA VARIACIÓN DEL PRECIO FINAL DE VENTA DE ENERGÍA

PRECIO VENTA ENERGÍA TIR PROYECTO TIR ACCIONISTA

120% 10,82% 23,15%

115% 9,54% 19,44%

110% 8,19% 15,75%

105% 6,75% 12,06%

100% 5,18% 8,32%

95% 3,40% 4,35%

90% 1,40% 0,37%

Como puede observarse, el principal factor en la rentabilidad del proyecto es el precio final de venta de la energía, teniendo muy poco margen de bajada. En el

caso de incrementar el precio ligeramente la rentabilidad aumenta considerablemente.

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Octubre 2018

11.3.- TIR FRENTE A LA VARIACIÓN AL PRECIO DE LA MATERIA PRIMA (BIOMASA)

PRECIO BIOMASA TIR PROYECTO TIR ACCIONISTA

120% 2,15% 1,81%

110% 3,74% 5,09%

100% 5,18% 8,32%

90% 6,48% 11,39%

80% 7,68% 14,41%

70% 8,82% 17,44%

Como puede observarse, el precio de la biomasa comprada es un factor determinante en la estabilidad de la rentabilidad del proyecto.

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11.4.- TIR FRENTE A LA VARIACIÓN DE LOS GASTOS NO ENERGÉTICOS DE LA CENTRAL

GASTOS NO ENERG. TIR PROYECTO TIR ACCIONISTA

150% 1,91% 1,35%

140% 2,61% 2,73%

130% 3,29% 4,13%

120% 3,95% 5,53%

110% 4,58% 6,94%

100% 5,18% 8,32%

90% 5,75% 9,67%

80% 6,30% 11,00%

70% 6,84% 12,33%

No son determinantes en la rentabilidad del proyecto.

Como se ha indicado, los factores que más incertidumbre causan en la valoración del proyecto son tanto el precio de la biomasa comprada y el precio final de venta de la energía a los clientes finales como no podían ser otros al tratarse de un proyecto de gestión energética.

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Octubre 2018

12.- OTROS BENEFICIOS ASOCIADOS

La ejecución del proyecto, además de los beneficios genéricos de actuaciones similares tales como:

Disminución de emisiones. La centralización de la producción térmica del barrio de la Txantrea en un solo punto, situado en el borde norte y con acceso directo desde la Ronda Norte PA-30, permitirá la supresión de al menos 15 puntos de emisión de gases de efecto invernadero situados en el interior del mismo, incluyendo las propias viviendas.

El empleo de biomasa forestal, fuente de energía neutra desde el punto de vista del ciclo de carbono, sustituye a los combustibles fósiles convencionales. La combustión de biomasa con contribuye al aumento del efecto invernadero, ya que el CO2 que se libera forma parte de la atmósfera actual (ciclo natural del carbono – fotosíntesis) y no es el CO2 capturado en el subsuelo a lo largo de miles de años y liberado en breve espacio de tiempo.

Tal y como se ha comentado en el punto 7, el ahorro de emisiones de gases de efecto invernadero estaría en torno a las 6.782 tCO2., lo que supone una disminución por encima del 88% en estas emisiones respecto a la situación actual.

Reducción de la dependencia energética. Dicha centralización además de la

reducción de la dependencia energética tiene otro beneficio asociado como es el ahorro energético generado por el mejor rendimiento de la nueva instalación, al permitir una mejor gestión energética de los diferentes consumos producidos en los distintos horarios y la utilización de una fuente energética renovable de origen local, biomasa forestal.

Puesta en valor de recursos forestales cercanos al punto de consumo. El uso de biomasa forestal como combustible tiene, además, algunos beneficios particulares relevantes, en especial la puesta en valor de recursos forestales cercanos al punto de consumo, zona que cuenta con producciones muy importantes de biomasa hoy en día poco explotadas.

Creación de empleo local. El empleo de biomasa forestal cercana al punto de consumo proporciona una oportunidad de creación de empleo para las zonas cercanas que presentan graves problemas de despoblación por falta de empleo al disponer de recursos forestales no explotados.

Se entiende que la puesta en marcha de esta iniciativa puede suponer un efecto demostración en los planes de explotación local de recursos forestales. Por una parte, el volumen de biomasa forestal requerido para su

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funcionamiento, unas 5.092 Tn/año en la Fase I y unas 11.934 Tn/año en la Fase I+II, propiciará la creación de una cadena logística y comercial estable, garantizando importantes ingresos para los propietarios de los recursos forestales implicados en este proyecto.

Además, la utilización de biomasa para generación térmica se caracteriza por ser la fuente energética con mayor incidencia en la creación de empleo, con 135 empleos creados por cada 10.000 habitantes/consumidores de esta energía (magnitud similar a nuestro mercado potencial de demanda), frente a los 9 empleos generados para esa población por las fuentes energéticas convencionales, tales como el gasoil o el gas natural (Fuente: AVEBIOM y FAO).

A los 135 empleos que la explotación de esta instalación podría generar habría que añadir los nuevos puestos de trabajo que se podrían crear durante la construcción y puesta en marcha de la nueva red de calor, calculándose hasta 95 empleos creados en la Fase I y llegando hasta los 135 durante la ejecución de la Fase II, si se estima una creación de 10 empleos directos por cada millón de euros invertido.

13.- CONCLUSIONES

Con lo anteriormente expuesto se considera desarrollado el objeto del presente informe quedando a disposición de los organismos competentes para cualquier

aclaración posible.

Cordovilla, 15 de Octubre de 2018

Fdo.: MARÍA EGUARAS Fdo.: JOAQUÍN ERICE Fdo.: JOSE MARÍA SOTRO

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Anexo I

Datos Cooperativas y Edificios Calor

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GRUPO ORVINA I

UBICACIÓN: AVD. VILLAVA Y C/MIRAVALLES Y C/EZKABA.

AÑO CONSTRUCCIÓN: 1964-1968

TIPOLOGÍA: BAJA+4

NÚMERO DE VIVIENDAS: 272 (17 PORTALES DE 16 VIVIENDAS)

SUPERFICIE CONSTRUIDA: 20.973,60 m2

SUPERFICIE CALEFACTADA: 20.973,60 m2

UBICACIÓN SALA DE CALDERAS: CALLE MIRAVALLES

AÑO CONSTRUCCIÓN SALA CALDERAS: 1968 (CAMBIO A GAS NATURAL EN 2001).

POTENCIA INSTALADA: 2.800 kW

COMBUSTIBLE UTILIZADO: GAS NATURAL

TIPO DE RED DE DISTRIBUCIÓN: BITUBULAR POR COLUMNAS

CONSUMO DE GAS ANUAL CALEFACCIÓN: 1.540.440 kWh/AÑO

RENDIMIENTO ESTACIONAL: 80,33%

DEMANDA ENERGÍA ÚTIL CALEFACCIÓN: 1.237.369 kWh/AÑO

DEMANDA ENERGÍA ÚTIL ESTIM. ACS: 1.160.000 kWh/AÑO

DEMANDA DE ENERGÍA ÚTIL TOTAL: 2.397.369 kWh/AÑO

FASE DEL PROYECTO: FASE 1

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Octubre 2018

GRUPO ORVINA II

UBICACIÓN: C/SAN CRISTOBAL, C/CANAL Y AVDA. VILLAVA.

AÑO CONSTRUCCIÓN: 1971

TIPOLOGÍA: BAJA+6, BAJA+7, BAJA+8 Y BAJA+9

NÚMERO DE VIVIENDAS: 1.200 (38 PORTALES)

SUPERFICIE CONSTRUIDA: 104.714,40 m2

SUPERFICIE CALEFACTADA: 104.714,40 m2

UBICACIÓN SALA DE CALDERAS: CALLE VALTIERRA

AÑO CONSTRUCCIÓN SALA CALDERAS: 1972 (CAMBIO A GAS NATURAL EN 1995).

POTENCIA INSTALADA: 11.628 kW

COMBUSTIBLE UTILIZADO: GAS NATURAL

TIPO DE RED DE DISTRIBUCIÓN: MONOTUBULAR POR COLUMNAS

CONSUMO GAS ANUAL CALEFACCIÓN: 11.464.881 kWh/AÑO

RENDIMIENTO ESTACIONAL: 78,87%

DEMANDA ENERGÍA ÚTIL CALEFACCIÓN: 9.031.311 kWh/AÑO

DEMANDA ENERGÍA ÚTIL ESTIM. ACS: 5.080.800 kWh/AÑO

DEMANDA DE ENERGÍA ÚTIL TOTAL: 14.112,111 kWh/AÑO

FASE DEL PROYECTO: FASE 1

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Octubre 2018

GRUPO ORVINA III

UBICACIÓN: C/MIRAVALLES, C/FERMÍN DAOIZ, C/MUGAZURI Y C/EZKABA.

AÑO CONSTRUCCIÓN: 1973

TIPOLOGÍA: BAJA+6, BAJA+7 Y BAJA+8

NÚMERO DE VIVIENDAS: 704 (23 PORTALES)

SUPERFICIE CONSTRUIDA: 58.669,20 m2

SUPERFICIE CALEFACTADA: 58.669,20 m2

UBICACIÓN SALA DE CALDERAS: CALLE CILDOZ

AÑO CONSTRUCCIÓN SALA CALDERAS: 1973 (SUSTITUCIÓN DE CALDERAS EN 2000 Y 2006)

POTENCIA INSTALADA: 6.626 kW

COMBUSTIBLE UTILIZADO: GAS NATURAL

TIPO DE RED DE DISTRIBUCIÓN: BITUBULAR POR COLUMNAS

CONSUMO GAS ANUAL CALEFACCIÓN: 5.421.890 kWh/AÑO

RENDIMIENTO ESTACIONAL: 78,71%

DEMANDA ENERGÍA ÚTIL CALEFACCIÓN: 4.267.342 kWh/AÑO

DEMANDA ENERGÍA ÚTIL ESTIM. ACS: 3.016.000 kWh/AÑO

DEMANDA DE ENERGÍA ÚTIL TOTAL: 7.283.342 kWh/AÑO

FASE DEL PROYECTO: FASE 1

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Octubre 2018

GRUPO CALOR CHANTREA

UBICACIÓN: C/ EZKABA, ETXARRI ARANAZ, MAGDALENA, IMARCOAIN, CENDEA IZA.

AÑO CONSTRUCCIÓN: 1951-1953-1954-1955-1957-1958-1960-1961-1963

TIPOLOGÍA: BAJA, BAJA+1, BAJA+2, BAJA+3

NÚMERO DE VIVIENDAS: 1.602 (380 PORTALES). ACTUACIÓN EN 947 VIVIENDAS

SUPERFICIE CONSTRUIDA: 124.000 m2. ACTUACIÓN EN 73.431 m2

SUPERFICIE CALEFACTADA: 124.000 m2. ACTUACIÓN EN 73.431 m2

UBICACIÓN SALA DE CALDERAS: CALLE CENDEA DE IZA

AÑO CONSTRUCCIÓN SALA CALDERAS: 1973 (CAMBIO A GAS NATURAL EN 1991)

POTENCIA INSTALADA: 10.466 kW

COMBUSTIBLE UTILIZADO: GAS NATURAL

TIPO DE RED DE DISTRIBUCIÓN: BITUBULAR CON ANILLADO INDIVIDUAL

CONSUMO GAS ANUAL CALEFACCIÓN: 12.619.371 kWh/AÑO

RENDIMIENTO ESTACIONAL: 78,50%

DEMANDA ENERGÍA ÚTIL CALEFACCIÓN: 9.906.471 kWh/AÑO

DEMANDA ENERGÍA ÚTIL ESTIM. ACS: 4.013.600 kWh/AÑO

DEMANDA DE ENERGÍA ÚTIL TOTAL: 13.920.071 kWh/AÑO

FASE DEL PROYECTO: FASE 2

Si bien el Grupo Calor Chantrea engloba a 1.602 viviendas con 124.000 m2

calefactables, el proyecto en cuestión tiene previsto actuar en 947 viviendas con un total de 73.431 m2 calefactables, lo que supone actuar en torno al 59% del total.

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Octubre 2018

GRUPO SAN JOSÉ

UBICACIÓN: AVDA. VILLAVA Y C/ Mª AUXILIADORA, SAN CRISTOBAL, ORORBIA.

AÑO CONSTRUCCIÓN: 1954-1956

TIPOLOGÍA: BAJA+1, BAJA+2, BAJA+3 Y BAJA+4

NÚMERO DE VIVIENDAS: 596 (113 PORTALES). ACTUACIÓN EN 460 VIVIENDAS

SUPERFICIE CONSTRUIDA: 46.250 m2. ACTUACIÓN EN 35.696 m2

SUPERFICIE CALEFACTADA: 46.250 m2. ACTUACIÓN EN 35.696 m2

UBICACIÓN SALA DE CALDERAS: CALLE ORORBIA

AÑO CONSTRUCCIÓN SALA CALDERAS: 1973 (RENOVACIÓN DE CALDERAS EN 2005)

POTENCIA INSTALADA: 5.300 kW

COMBUSTIBLE UTILIZADO: GAS NATURAL

TIPO DE RED DE DISTRIBUCIÓN: BITUBULAR CON ANILLADO INDIVIDUAL

CONSUMO GAS ANUAL CALEFACCIÓN: 5.213.853 kWh/AÑO

RENDIMIENTO ESTACIONAL: 77,60%

DEMANDA ENERGÍA ÚTIL CALEFACCIÓN: 4.045.950 kWh/AÑO

DEMANDA ENERGÍA ÚTIL ESTIM. ACS: 1.948.800 kWh/AÑO

DEMANDA DE ENERGÍA ÚTIL TOTAL: 5.994.750 kWh/AÑO

FASE DEL PROYECTO: FASE 2

En lo referente al Grupo San José, el proyecto actúa en el 77% del total de viviendas y

m2 calefactables, con lo que el proyecto en cuestión tiene previsto actuar en 460 viviendas con un total de 35.696 m2 calefactables.

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Octubre 2018

GRUPO SANTESTEBAN

UBICACIÓN: C/ EZKABA, ETXARRI ARANAZ, SAN CRISTOBAL, MENDIGORRÍA.

AÑO CONSTRUCCIÓN: 1969-1971-1972

TIPOLOGÍA: BAJA+4

NÚMERO DE VIVIENDAS: 432 (42 PORTALES). ACTUACIÓN EN 368 VIVIENDAS

SUPERFICIE CONSTRUIDA: 34.464 m2. ACTUACIÓN EN 29.358 m2

SUPERFICIE CALEFACTADA: 34.464 m2. ACTUACIÓN EN 29.358 m2

UBICACIÓN SALA DE CALDERAS: CALLE SANTESTEBAN

AÑO CONSTRUCCIÓN SALA CALDERAS: 1972 (RENOVACIÓN DE CALDERAS EN 1999)

POTENCIA INSTALADA: 3.488 kW

COMBUSTIBLE UTILIZADO: GAS NATURAL

TIPO DE RED DE DISTRIBUCIÓN: BITUBULAR POR COLUMNAS

CONSUMO GAS ANUAL CALEFACCIÓN: 2.683.333 kWh/AÑO

RENDIMIENTO ESTACIONAL: 79,65%

DEMANDA ENERGÍA ÚTIL CALEFACCIÓN: 2.137.196 kWh/AÑO

DEMANDA ENERGÍA ÚTIL ESTIM. ACS: 1.554.400 kWh/AÑO

DEMANDA DE ENERGÍA ÚTIL TOTAL: 3.691.596 kWh/AÑO

FASE DEL PROYECTO: FASE 2

La actuación en Grupo Santesteban se limita a un total de 368 viviendas y 29.358 m2

calefactables, un 85% del total de la cooperativa.

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Octubre 2018

CENTRO DE ATENCIÓN INTEGRAL A LA DISCAPACIDAD VALLE DE RONCAL

UBICACIÓN: C/ SAN CRISTOBAL. PAMPLONA.

PROPIEDAD: GOBIERNO DE NAVARRA. DEPARTAMENTO ASUNTO SOCIALES.

SUPERFICIE CONSTRUIDA: 5.529 m2

SUPERFICIE CALEFACTADA: 5.529 m2

AÑO CONSTRUCCIÓN SALA CALDERAS: -

POTENCIA INSTALADA: 1.011 kW

COMBUSTIBLE UTILIZADO: GAS NATURAL

CONSUMO GAS ANUAL CALEFACCIÓN: 1.403.565 kWh/AÑO

RENDIMIENTO ESTACIONAL: 78,87 %

DEMANDA ENERGÍA ÚTIL CALEFACCIÓN: 776.218 kWh/AÑO

DEMANDA ENERGÍA ÚTIL ACS: 104.400 kWh/AÑO

DEMANDA DE ENERGÍA ÚTIL TOTAL: 880.618 kWh/AÑO (DEMANDA ADICIONAL DE FRIO DE 189.000 kWh/AÑO)

FASE DEL PROYECTO: FASE 1

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Octubre 2018

CENTRO DE FORMACIÓN ITURRONDO

UBICACIÓN: AVDA. VILLAVA. BURLADA.

PROPIEDAD: GOBIERNO DE NAVARRA. SERVICIO NAVARRO DE EMPLEO.

SUPERFICIE CONSTRUIDA: 5.481 m2

SUPERFICIE CALEFACTADA: 5.481 m2

AÑO CONSTRUCCIÓN SALA CALDERAS: -

POTENCIA INSTALADA: 684 kW

COMBUSTIBLE UTILIZADO: GASÓLEO C

CONSUMO GAS ANUAL CALEFACCIÓN: 387.623 kWh/AÑO

RENDIMIENTO ESTACIONAL: 76,40%

DEMANDA ENERGÍA ÚTIL CALEFACCIÓN: 296.133 kWh/AÑO

DEMANDA ENERGÍA ÚTIL ACS: 0 kWh/AÑO

DEMANDA DE ENERGÍA ÚTIL TOTAL: 296.133 kWh/AÑO

FASE DEL PROYECTO: FASE 1

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Octubre 2018

LABORATORIO DE CONTROL DE CALIDAD

UBICACIÓN: POLÍGONO ITURRONDO. BURLADA.

PROPIEDAD: GOBIERNO DE NAVARRA

SUPERFICIE CONSTRUIDA: 1.993 m2

SUPERFICIE CALEFACTADA: 1.993 m2

AÑO CONSTRUCCIÓN SALA CALDERAS: -

POTENCIA INSTALADA: 314 kW

COMBUSTIBLE UTILIZADO: GAS NATURAL

CONSUMO GAS ANUAL CALEFACCIÓN: 102.874 kWh/AÑO

RENDIMIENTO ESTACIONAL: 74,69%

DEMANDA ENERGÍA ÚTIL CALEFACCIÓN: 76.837 kWh/AÑO

DEMANDA ENERGÍA ÚTIL ACS: 0 kWh/AÑO

DEMANDA DE ENERGÍA ÚTIL TOTAL: 76.837 kWh/AÑO

FASE DEL PROYECTO: FASE 1

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Octubre 2018

CENTRO INTEGRADO AGROFORESTAL

UBICACIÓN: AVDA. VILLAVA. PAMPLONA.

PROPIEDAD: GOBIERNO DE NAVARRA. DEPARTAMENTO DE EDUCACIÓN

SUPERFICIE CONSTRUIDA: 2.846 m2

SUPERFICIE CALEFACTADA: 2.846 m2

AÑO CONSTRUCCIÓN SALA CALDERAS: -

POTENCIA INSTALADA: 272 kW

COMBUSTIBLE UTILIZADO: GAS NATURAL

CONSUMO GAS ANUAL CALEFACCIÓN: 257.013 kWh/AÑO

RENDIMIENTO ESTACIONAL: 74,05%

DEMANDA ENERGÍA ÚTIL CALEFACCIÓN: 164.548 kWh/AÑO

DEMANDA ENERGÍA ÚTIL ACS: 34.800 kWh/AÑO

DEMANDA DE ENERGÍA ÚTIL TOTAL: 199.348 kWh/AÑO

FASE DEL PROYECTO: FASE 1

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Octubre 2018

CENTRO PSICOGERIÁTRICO SAN FRANCISCO JAVIER

UBICACIÓN: AVDA. VILLAVA. PAMPLONA.

PROPIEDAD: GOBIERNO DE NAVARRA. SERVICIO NAVARRO DE SALUD.

SUPERFICIE CONSTRUIDA: 30.245 m2 (25.245 m2 ANTES DE AMPLIACIÓN)

SUPERFICIE CALEFACTADA: 30.245 m2 (25.245 m2 ANTES DE AMPLIACIÓN)

AÑO CONSTRUCCIÓN SALA CALDERAS: -

POTENCIA INSTALADA: 4.152 kW

COMBUSTIBLE UTILIZADO: GAS NATURAL

CONSUMO GAS ANUAL CALEFACCIÓN: 3.601.414 kWh/AÑO

RENDIMIENTO ESTACIONAL: 80,53%

DEMANDA ENERGÍA ÚTIL CALEFACCIÓN: 2.294.777 kWh/AÑO

DEMANDA ENERGÍA ÚTIL ACS: 556.800 kWh/AÑO

DEMANDA DE ENERGÍA ÚTIL TOTAL: 2.851.577 kWh/AÑO (DEMANDA ADICIONAL DE FRIO 117.000 kWh/AÑO)

FASE DEL PROYECTO: FASE 1

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Octubre 2018

POLIDEPORTIVO EZKABA

UBICACIÓN: C/SAN CRISTOBAL

PROPIEDAD: AYUNTAMIENTO DE PAMPLONA.

SUPERFICIE CONSTRUIDA: 2.552 m2

SUPERFICIE CALEFACTADA: 2.552 m2

AÑO CONSTRUCCIÓN SALA CALDERAS: -

POTENCIA INSTALADA: 200 kW

COMBUSTIBLE UTILIZADO: GASÓLEO C

CONSUMO GAS ANUAL CALEFACCIÓN: 175.848 kWh/AÑO

RENDIMIENTO ESTACIONAL: 68,89%

DEMANDA ENERGÍA ÚTIL CALEFACCIÓN: 73.193 kWh/AÑO

DEMANDA ENERGÍA ÚTIL ACS: 69.600 kWh/AÑO

DEMANDA DE ENERGÍA ÚTIL TOTAL: 142.793 kWh/AÑO

FASE DEL PROYECTO: FASE 1

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Octubre 2018

COLEGIO PÚBLICO GARCÍA DE GALDEANO

UBICACIÓN: C/VALTIERRA.

PROPIEDAD: AYUNTAMIENTO DE PAMPLONA.

SUPERFICIE CONSTRUIDA: 3.610 m2

SUPERFICIE CALEFACTADA: 3.610 m2

AÑO CONSTRUCCIÓN SALA CALDERAS: -

POTENCIA INSTALADA: 330 kW

COMBUSTIBLE UTILIZADO: GAS NATURAL

CONSUMO GAS ANUAL CALEFACCIÓN: 257.728 kWh/AÑO

RENDIMIENTO ESTACIONAL: 78,95%

DEMANDA ENERGÍA ÚTIL CALEFACCIÓN: 203.471 kWh/AÑO

DEMANDA ENERGÍA ÚTIL ACS: 0 kWh/AÑO

DEMANDA DE ENERGÍA ÚTIL TOTAL: 203.471 kWh/AÑO

FASE DEL PROYECTO: FASE 1

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Octubre 2018

IES EUNATE

UBICACIÓN: C/MIRAVALLES.

PROPIEDAD: GOBIERNO DE NAVARRA. DEPARTAMENTO DE EDUCACIÓN

SUPERFICIE CONSTRUIDA: 5.000 m2

SUPERFICIE CALEFACTADA: 5.000 m2

AÑO CONSTRUCCIÓN SALA CALDERAS: -

POTENCIA INSTALADA: 469 kW

COMBUSTIBLE UTILIZADO: GAS NATURAL / GASÓLEO C (AMBAS)

CONSUMO GAS ANUAL CALEFACCIÓN: 276.000 kWh/AÑO

RENDIMIENTO ESTACIONAL: 74,72%

DEMANDA ENERGÍA ÚTIL CALEFACCIÓN: 206.225 kWh/AÑO

DEMANDA ENERGÍA ÚTIL ACS: 0 kWh/AÑO

DEMANDA DE ENERGÍA ÚTIL TOTAL: 206.225 kWh/AÑO

FASE DEL PROYECTO: FASE 1