Grado en Ingeniería de la Energía (UMA/USE)

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El Biometano como Sustituto del Gas Natural: Evaluación Técnica, Económica y Ambiental
(2026) Téllez Rodríguez, Juan; Arnáiz Franco, Carmen; Ingeniería Química y Ambiental
En el contexto actual de transición energética y descarbonización del sistema energético, resulta imprescindible analizar de forma rigurosa las alternativas a los combustibles fósiles tradicionales. El gas natural ha desempeñado históricamente un papel relevante como fuente energética, pero la necesidad de reducir las emisiones de gases de efecto invernadero impulsa la búsqueda de sustitutos renovables compatibles con las infraestructuras existentes, como el biometano. El presente Trabajo de Fin de Grado tiene como objetivo realizar una comparativa técnica, ambiental y económica entre el gas natural y el biometano, evaluando sus principales características, ventajas y limitaciones. Para ello, se analizan aspectos como las propiedades energéticas, los procesos de producción, la integración en las redes gasistas, así como los impactos ambientales asociados y los costes económicos a lo largo de su ciclo de vida. El estudio incluye una evaluación ambiental basada en indicadores de emisiones y sostenibilidad, así como un análisis económico que permite valorar la viabilidad del biometano frente al gas natural en distintos escenarios. De este modo, se pretende ofrecer una visión global y objetiva que facilite la comprensión del papel que puede desempeñar el biometano como alternativa renovable en el sistema energético actual. En conclusión, este trabajo contribuye a esclarecer el potencial del biometano como sustituto parcial o total del gas natural, destacando su relevancia en la reducción de emisiones y en la transición hacia un modelo energético más sostenible desde los puntos de vista técnico, ambiental y económico.
Metodología para la identificación y diagnóstico de lazos con bajo rendimiento en plantas de colectores cilindro-parabólicos
(2026) Salguero Muñoz, Samuel; Silva Pérez, Manuel Antonio; Ingeniería Energética
El presente Trabajo Fin de Grado desarrolla una metodología para el análisis y diagnóstico del rendimiento del campo solar en plantas termosolares de tecnología cilindro–parabólica, basada exclusivamente en el uso de datos reales de operación. El trabajo se centra en mejorar la interpretación del comportamiento térmico de los lazos, donde la instrumentación limitada, la variabilidad operativa y la complejidad hidráulica dificultan la identificación objetiva de pérdidas de rendimiento. La metodología propuesta aborda este problema mediante el desarrollo coordinado de distintas herramientas de análisis físico. En primer lugar, se desarrolla un método de equilibrado hidráulico (Flow Balance) que permite identificar desviaciones de caudal entre lazos a partir de su respuesta térmica, mejorando la uniformidad del campo mediante ajustes iterativos sin necesidad de instrumentación adicional. En segundo lugar, se utilizan los lazos superinstrumentalizados (LSI) como referencia para evaluar la calidad de la instrumentación térmica, permitiendo detectar desviaciones sistemáticas en sensores y mejorar la fiabilidad de los datos empleados en los análisis. Asimismo, se desarrolla un método automático para la identificación de períodos estables de operación basados en criterios inspirados en la normativa ASTM E905-87, garantizando que los análisis comparativos se realicen únicamente bajo condiciones representativas y evitando la influencia de transitorios operativos. El trabajo incluye también un modelo de estimación diaria de la reflectividad del campo solar mediante la combinación de mediciones puntuales, interpolación espacial y análisis del comportamiento de los sistemas de limpieza, permitiendo reconstruir el estado óptico del campo a partir de un número limitado de mediciones directas. Sobre esta base, se implementa una metodología automática de detección de lazos con bajo rendimiento basada en comparaciones térmicas dentro de cada sector y en criterios de recurrencia, permitiendo diferenciar entre desviaciones puntuales y problemas persistentes. Finalmente, se desarrolla un modelo que permite descomponer las pérdidas de rendimiento de cada lazo según su origen hidráulico, óptico, de seguimiento solar o de eficiencia térmica, facilitando la identificación de la causa principal. Los resultados obtenidos demuestran que la integración de estas metodologías permite transformar los datos operativos de planta en una herramienta objetiva, automatizada y reproducible de diagnóstico avanzado, facilitando la detección temprana de desviaciones, la priorización de actuaciones de mantenimiento y la mejora del conocimiento operativo del campo solar. Este trabajo demuestra cómo una explotación más estructurada de los datos disponibles puede mejorar significativamente la operación de plantas termosolares comerciales sin necesidad de modificaciones físicas del campo.
Evaluación del PR como Indicador de Eficiencia en Sistemas Fotovoltaicos
(2026) Puerta del Águila, Antonio; Rosendo Macías, José Antonio; Ingeniería Eléctrica
El presente Trabajo de Fin de Grado aborda el análisis del Índice de Rendimiento (Performance Ratio, PR) como indicador clave para evaluar la eficiencia operativa de la planta fotovoltaica de Andújar (Jaén). El estudio se fundamenta en una metodología mixta que contrasta la simulación energética detallada (realizada mediante el software PVsyst) con la realidad operativa de la instalación. El proyecto analiza y compara el comportamiento de dos topologías de generación distintas dentro de la misma instalación: una zona con seguidores a un eje horizontal y otra con estructura fija, ambas con tecnología de módulos bifaciales e inversores de cadena (string). En la fase de ejecución, se ha validado la integridad del montaje y la seguridad eléctrica mediante medidas de tensión en circuito abierto (Voc) durante la pre-puesta en marcha. Posteriormente, con la planta energizada, se ha procedido al registro in-situ de las variables críticas (irradiancia, temperatura y energía activa) para determinar el PR operativo real, aplicando la corrección térmica (Tcorr) establecida por la normativa IEC 61724-1. Los resultados obtenidos permiten validar la precisión del modelo de simulación, revelando desviaciones positivas en el PR de las medidas puntuales invernales realizadas al mediodía solar (14:00h), alcanzando un 85,67% (+1,27%) en seguidores y un 81,46% (+4,06%) en la estructura fija. Esta marcada mejora en la estructura fija demuestra empíricamente el impacto del factor de ocupación del suelo (GCR), ya que en ese instante central del día se anulan por completo las pérdidas por sombreado mutuo. Asimismo, se cuantifica una ganancia de producción específica del +15,7% a favor del sistema de seguimiento y se concluye sobre el impacto crítico de las estrategias de Operación y Mantenimiento (O&M), consolidando al PR como una herramienta de diagnóstico indispensable para garantizar la viabilidad técnica y económica del proyecto a largo plazo.
Análisis de la planificación energética en España: evolución, infraestructura y viabilidad del modelo renovable
(2026) Mikolajczyk, Kacper; Velázquez Alonso, David; Ingeniería Energética
La planificación energética en España ha experimentado una transformación profunda a lo largo del último siglo, transitando desde una dependencia casi exclusiva de combustibles fósiles hacia un modelo energético diversificado, donde las energías renovables adquieren un protagonismo creciente. Esta evolución responde a desafíos económicos, geopolíticos y ambientales, evidenciados en hitos históricos como la crisis del petróleo de los años 70, que puso de manifiesto la vulnerabilidad del país y propició la diversificación hacia fuentes más seguras, como la energía nuclear e hidroeléctrica. Las políticas energéticas subsecuentes se han centrado en mitigar la dependencia de hidrocarburos importados y en fomentar la penetración renovable mediante planes estratégicos y marcos regulatorios, culminando en el vigente Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) 2021-2030, que establece metas ambiciosas para descarbonizar y modernizar el sistema energético nacional. La planificación energética constituye un pilar esencial para la estabilidad económica, la seguridad nacional, la sostenibilidad ambiental y la equidad social. Un suministro energético fiable, competitivo y sostenible impulsa el desarrollo industrial y protege a la economía española frente a las fluctuaciones y crisis internacionales. En este contexto, la estrategia energética debe integrar simultáneamente el avance tecnológico, la mejora en la eficiencia y la garantía de una transición justa, que asegure el acceso universal a energía limpia y asequible, a la vez que fomente la innovación para fortalecer la competitividad del país en un entorno global cada vez más desafiante. En el ámbito internacional, la estrategia energética española se enmarca dentro de un escenario dominado por actores globales clave como la Unión Europea, Estados Unidos y China, que configuran las tendencias y retos en la transición energética. La Unión Europea, a pesar de su alta dependencia energética externa, promueve una política común orientada hacia la sostenibilidad mediante la integración y cooperación regional, con el objetivo de alcanzar la neutralidad climática. Estados Unidos destaca por su liderazgo en producción y exportación energética, junto con un modelo descentralizado que conjuga innovación y desafíos regulatorios. China, en contraste, implementa una transición energética rápida y estratégica, ligada a un liderazgo industrial global en tecnologías limpias, aunque enfrenta retos institucionales para mantener la coherencia política a largo plazo. Este análisis comparativo resulta fundamental para comprender las oportunidades y limitaciones de la estrategia española en su camino hacia un sistema energético resiliente y sostenible. El PNIEC 2021-2030 se erige como el marco estratégico central que articula la transición energética en España, en coherencia con compromisos internacionales como el Acuerdo de París y las directrices de la Unión Europea. El plan establece objetivos en cinco dimensiones prioritarias: descarbonización, eficiencia energética, seguridad energética, integración del mercado interior y fomento de la innovación tecnológica. Entre sus metas destaca la reducción del 32% en emisiones de gases de efecto invernadero para 2030 respecto a 1990, el aumento al 42% del consumo final de energía renovable y la generación eléctrica con un 74% de renovables, además de la incorporación de cinco millones de vehículos eléctricos y la mejora sustancial de las interconexiones eléctricas con Europa. La inversión estimada para alcanzar estos objetivos supera los 308.000 millones de euros, con una participación predominante del sector privado (82%), generando hasta 560.000 empleos y un impacto positivo en el Producto Interior Bruto, proyectado en un crecimiento anual del 1,8% hasta 2030. No obstante, la ejecución del PNIEC enfrenta retos considerables en ámbitos técnicos, económicos y sociales que ponen en entredicho la plena viabilidad del plan. Entre los desafíos más relevantes se encuentra la expansión masiva del parque de vehículos eléctricos, cuyo tamaño debe multiplicarse por diez respecto a la actualidad. Esta meta se ve limitada por barreras económicas (derivadas de la diferencia de precio con vehículos convencionales), industriales (con reducciones en producción ante una demanda aún incipiente) e infraestructurales (destacando la insuficiencia y fragmentación de la infraestructura de recarga). Asimismo, la electrificación masiva plantea incertidumbres sobre la capacidad del sistema eléctrico y la red de distribución para absorber la nueva demanda sin provocar tensiones ni costes elevados. En lo que respecta a la integración europea, el plan prevé triplicar las interconexiones eléctricas con Francia para optimizar el mercado energético y gestionar excedentes renovables. Sin embargo, la limitada infraestructura actual y la ausencia de avances sustanciales en proyectos de interconexión constituyen un cuello de botella crítico para la penetración renovable, poniendo en riesgo el cumplimiento de dichas metas. El sector emergente del hidrógeno verde, pieza clave en la estrategia del PNIEC, enfrenta barreras económicas y técnicas significativas, con costes de producción todavía muy superiores al hidrógeno convencional y una infraestructura incipiente que dificulta el logro de los objetivos propuestos. Adicionalmente, la problemática asociada a las franjas de bajo precio y el curtailment (fenómeno que implica la desconexión forzada de generación renovable) subraya la urgente necesidad de implementar soluciones avanzadas de almacenamiento energético, tales como baterías de litio y bombeo hidráulico. Aunque el despliegue rentable de estas tecnologías aún se ve limitado por costes y marcos regulatorios, los avances tecnológicos y la reducción acelerada de sus costes presagian un futuro prometedor que facilitará la consolidación de un sistema eléctrico renovable eficiente y flexible. El sector fotovoltaico se posiciona como un componente esencial en la transformación del sistema eléctrico español y en la consecución de los objetivos climáticos y energéticos nacionales. Aprovechando uno de los mayores recursos solares de Europa, España aspira a aumentar la capacidad instalada fotovoltaica desde los actuales 25,5 GW hasta 39 GW para 2030. Este crecimiento exponencial plantea desafíos técnicos y económicos relevantes, especialmente en términos de integración de generación variable, gestión de la intermitencia y viabilidad financiera de los proyectos. La demanda eléctrica en España ha mostrado fluctuaciones recientes, con una ligera reducción en 2023 y señales de recuperación en 2024, impulsada principalmente por el incremento del consumo en centros de datos, cuyo requerimiento podría multiplicarse por cuatro en 2030, impactando de manera significativa la estructura del consumo energético. En paralelo, la capacidad instalada alcanzó en 2023 los 125.620 MW, con un 61,3% procedente de fuentes renovables, donde la eólica y la fotovoltaica lideran el mix, representando aproximadamente la mitad de la capacidad total instalada. La naturaleza no gestionable de estas tecnologías introduce desafíos para el equilibrio y la estabilidad del sistema eléctrico. El análisis de precios mayoristas evidencia una volatilidad significativa, influida por la dependencia de los precios internacionales del gas natural, condiciones meteorológicas adversas y eventos geopolíticos recientes. A pesar de la reciente disminución, el mercado eléctrico sigue siendo sensible a factores externos, lo que resalta la necesidad de fortalecer los mecanismos de flexibilidad, almacenamiento y diversificación tecnológica. Desde la perspectiva de costes, la energía fotovoltaica ha experimentado una disminución sustancial en su coste nivelado de energía (LCOE), con una reducción del 89% entre 2010 y 2021, consolidándola como una de las fuentes más competitivas frente a tecnologías tradicionales y otras renovables como la eólica. Este descenso se atribuye a los avances tecnológicos, economías de escala y la creciente competencia en el mercado. No obstante, la expansión del sector se ve limitada por el fenómeno de franjas de bajo precio y curtailment, que afectan directamente la rentabilidad de los proyectos fotovoltaicos. La elevada capacidad renovable genera momentos de sobreoferta, especialmente en periodos de baja demanda, comprometiendo los ingresos previstos y aumentando la incertidumbre financiera. La insuficiente infraestructura de almacenamiento a gran escala y las dificultades administrativas en la tramitación constituyen obstáculos adicionales. Los costes de instalación varían según la escala, oscilando entre 1.000 y 1.600 €/kWp para instalaciones residenciales sin almacenamiento, y entre 800 y 1.000 €/kWp para proyectos comerciales. Este panorama evidencia márgenes de rentabilidad ajustados, donde acuerdos firmados en contextos de costes elevados de paneles solares enfrentan dificultades para alcanzar los retornos esperados, lo que, unido a la falta de infraestructura de almacenamiento, pone en riesgo la materialización de numerosos proyectos y puede ralentizar el ritmo de crecimiento necesario para cumplir las metas del PNIEC. En materia de infraestructura eléctrica, España ha experimentado un crecimiento acelerado en potencia instalada, especialmente en renovables no gestionables como la eólica y la fotovoltaica, alcanzando los 128.846 MW a febrero de 2025, con una predominancia renovable de aproximadamente el 61%. Sin embargo, la capacidad de transporte y transformación energética no ha evolucionado al mismo ritmo, generando importantes desajustes y limitaciones para evacuar la totalidad de la potencia generada, con un déficit estimado entre el 18,9% y el 26,3%, dependiendo del escenario de ampliación de capacidad. Este desfase supone riesgos de congestión y pérdidas en la generación renovable, deteriorando la eficiencia y rentabilidad del sistema eléctrico. El Plan de Infraestructura vigente hasta 2026 contempla una inversión aproximada de 7.000 millones de euros para reforzar el mallado de la red de transporte, con especial atención a las zonas de alta generación renovable y creciente demanda. Este plan incluye la construcción de miles de kilómetros de nuevas líneas de alta tensión, la mejora de subestaciones y enlaces submarinos, con el objetivo de integrar 37 GW adicionales de renovables y reducir el curtailment a niveles aceptables (4%), conforme a estándares europeos. Proyectos emblemáticos como el eje transmanchego o las nuevas subestaciones en Castilla y León y Extremadura ejemplifican estos esfuerzos. Para el horizonte 2030, las previsiones del PNIEC actualizan los objetivos con una capacidad instalada total superior a los 214 GW, de los cuales aproximadamente 160 GW serían renovables, junto con un aumento del 34% en la demanda eléctrica anual, motivado por la electrificación progresiva de la economía. Este escenario implicará una potencia instalada que podría superar ampliamente la demanda máxima, acentuando la necesidad de infraestructuras capaces de gestionar excedentes mediante almacenamiento, interconexiones y flexibilización de la demanda para evitar sobrecapacidad y pérdidas energéticas. Las interconexiones internacionales con Francia, Portugal, Marruecos y Andorra revisten un papel estratégico para garantizar la estabilidad y flexibilidad del sistema eléctrico, posibilitando la exportación e importación de energía en función de la disponibilidad y la demanda. Actualmente, la tasa de interconexión española se sitúa en torno al 5%, considerablemente inferior al mínimo recomendado por la Unión Europea, del 15% para 2030. Proyectos en construcción y planificación, tales como la interconexión submarina en el Golfo de Bizkaia, ampliaciones en la frontera con Portugal y nuevos enlaces con Marruecos, pretenden subsanar estas limitaciones, aunque enfrentan obstáculos técnicos, ambientales y políticos que podrían retrasar su implementación. El entorno macroeconómico, caracterizado por el incremento de tipos de interés y la inflación, ha encarecido la inversión en energías renovables y en infraestructuras eléctricas, afectando la financiación de proyectos. El aumento del coste del capital eleva el coste nivelado de energía (LCOE) y puede ralentizar el desarrollo del sector, haciendo necesaria la implementación de mecanismos de apoyo financiero, tales como contratos por diferencias y subastas periódicas estables. Asimismo, la carga impositiva y la regulación fiscal impactan la rentabilidad y atractivo para el capital privado, que se espera financie el 82% de las inversiones proyectadas. Finalmente, factores políticos, normativos y sociales juegan un rol decisivo. La coyuntura internacional, especialmente la crisis energética derivada de la guerra en Ucrania, ha acelerado la transición energética europea y ha impulsado objetivos más ambiciosos. España ha respondido con ajustes en el PNIEC y medidas destinadas a agilizar la tramitación y aprobación de proyectos renovables y de almacenamiento, en un marco regulatorio cada vez más favorable, que incluye la eliminación de barreras y el fomento del autoconsumo y las comunidades energéticas. Sin embargo, la coordinación entre administraciones, la estabilidad política y el consenso social serán determinantes para la efectiva ejecución de la hoja de ruta hasta 2030. El marco retributivo del sector renovable español ha experimentado una evolución significativa, desde los sistemas iniciales de primas fijas (feed-in tariffs) hasta el modelo actual basado en subastas competitivas y contratos por diferencias (CfD), regulado por el Real Decreto 960/2020 (REER). Esta transición normativa busca equilibrar la promoción de la inversión en energías limpias con la sostenibilidad financiera del sistema eléctrico y la alineación con las políticas energéticas europeas. Históricamente, el sistema de primas fijas impulsó la rápida expansión de la fotovoltaica, aunque generó desequilibrios económicos severos, evidenciados en el déficit tarifario. Entre 2010 y 2012, se implementaron recortes retroactivos y una moratoria para frenar el crecimiento descontrolado y mitigar el impacto económico. La reforma estructural de 2013-2014 redefinió el sistema para garantizar una “rentabilidad razonable” vinculada a los costes de financiación y al rendimiento de la deuda pública, limitando la TIR al entorno del 7,4% pre-impuestos y eliminando las primas fijas, estableciendo una retribución regulada dividida en inversión y operación. Entre 2016 y 2020, tras un periodo de estancamiento, las subastas competitivas impulsaron la reactivación del sector renovable, posibilitando la adjudicación de nueva capacidad sin primas, gracias a la caída del coste nivelado de energía (LCOE), particularmente en la solar fotovoltaica. La eliminación de barreras legales, como el “impuesto al sol”, y la implementación del PNIEC 2021-2030 consolidaron un marco sólido para un crecimiento renovable ambicioso. El REER y el RD 960/2020 formalizaron un modelo basado en contratos por diferencias (CfD), que aseguran ingresos estables y mitigan el riesgo de precio para los inversores, reduciendo el coste de capital y promoviendo una asignación eficiente de recursos mediante subastas periódicas. La coexistencia con los Power Purchase Agreements (PPA) privados fortalece la financiación renovable y fomenta la participación del sector privado, diversificando las vías de inversión y estabilidad económica. Los indicadores económicos reflejan estos cambios sustanciales: el LCOE de la fotovoltaica ha descendido un 85% en la última década, situándose entre 30 y 40 €/MWh para proyectos recientes, competitivo frente a tecnologías convencionales; la TIR regulada se ha estabilizado en torno al 7%, representando una tasa “razonable” que modera el retorno esperado sin comprometer la viabilidad financiera; y el periodo de retorno (payback) se ubica entre 8 y 12 años, alineado con la duración típica de contratos y la vida útil de las instalaciones, favoreciendo la reinversión y un crecimiento sostenido. Actualmente, España experimenta un notable impulso renovable, con la potencia fotovoltaica triplicada entre 2019 y 2023, superando el 50% de la generación eléctrica nacional. El PNIEC proyecta añadir hasta 39 GW fotovoltaicos para 2030, con la solar como principal contribuyente a la descarbonización del sistema eléctrico. En este contexto, la estabilidad regulatoria y la continuidad en el régimen retributivo resultan imprescindibles para preservar la confianza inversora, evitando recortes retroactivos que anteriormente minaron la percepción de riesgo país.
Modernización de módulos en una planta fotovoltaica
(2025) Verdugo Boada, Sergio; Zarco Periñán, Pedro Javier; Ingeniería Eléctrica
El presente documento tiene el fin de proporcionar una guía técnica para la modernización adecuada de módulos fotovoltaicos en plantas solares fotovoltaicas, apoyándose en un caso práctico real donde se analizan cuatro modelos diferentes de módulos que fueron implementados en una planta solar debido a que los módulos existentes quedaron obsoletos, situación cada vez más frecuente debido a la longevidad de varias plantas fotovoltaicas en España. El objetivo principal es identificar posibles errores de dimensionamiento y determinar la compatibilidad técnica de los equipos existentes con los nuevos módulos propuestos, a fin de que únicamente sea necesaria la sustitución de los módulos y ningún equipo adicional, evitando así costos innecesarios y garantizando la continuidad operativa. Se expondrán diferentes causas de la degradación y fallos de los módulos en plantas fotovoltaicas, incluyendo el problema de la planta de ejemplo. Se parte de la hipótesis de que los modelos analizados no deben cumplir con los criterios eléctricos necesarios para un correcto funcionamiento, lo que puede afectar tanto la eficiencia energética como la seguridad de la planta fotovoltaica. Para llevar a cabo esta evaluación, se emplean técnicas de análisis eléctrico, que incluyen cálculos detallados de caída de tensión, determinación de corrientes máximas admisibles y evaluación de compatibilidad con inversores y sistemas de protección eléctrica, además de la compatibilidad mecánica. Estas técnicas se aplican con base en normativas vigentes y buenas prácticas del sector renovable, asegurando un enfoque riguroso y profesional. Los resultados obtenidos permiten establecer recomendaciones claras para la repotenciación o sustitución de módulos, optimizando la producción energética y garantizando la fiabilidad del sistema. Además, se analizarán pruebas realizadas en campo directamente sobre las soluciones implementadas en la planta de ejemplo, para poder ser comparadas con los resultados teóricos.
Estudio de implantación de una planta fotovoltaica en el término municipal de Badajoz
(2025) Suárez Casado, Javier; Serrano-González, Javier; Ingeniería Eléctrica
El presente Trabajo Fin de Grado tiene como objetivo analizar la viabilidad técnica, económica y ambiental de una planta solar fotovoltaica de 4,99 MW ubicada en el término municipal de Badajoz, considerando además la integración de un sistema de almacenamiento mediante baterías. En primer lugar, se realiza un estudio previo del emplazamiento, analizando las características del terreno, su orografía, las posibles afecciones ambientales y el punto de conexión a red, garantizando el cumplimiento del marco normativo vigente. Posteriormente, se diseña la planta mediante herramientas de simulación como PVsyst y PVcase, evaluando distintas configuraciones con diferentes ratios de sobredimensionamiento entre la potencia instalada y la nominal del inversor. Los resultados técnicos muestran que la configuración con ratio 1.5 proporciona la mayor producción específica, con un rendimiento global del 70 %, manteniendo la viabilidad estructural y operativa de la planta. Además, se estudia la incorporación de un sistema de almacenamiento basado en baterías de ion-litio, evaluando su influencia sobre la producción y la rentabilidad. El estudio económico, desarrollado a partir de los indicadores financieros VAN y TIR, confirma que las configuraciones sin almacenamiento resultan actualmente más rentables, destacando la de ratio 1.5 con un VAN de 2,63 M€ y una TIR del 15,5 %. Por el contrario, las configuraciones con baterías presentan menores retornos, siendo su incorporación recomendable únicamente en escenarios con mayor volatilidad del precio eléctrico o incentivos específicos. En conclusión, el proyecto demuestra la viabilidad técnica, económica y ambiental de la planta propuesta, subrayando el papel estratégico de la energía solar fotovoltaica como motor de la transición energética y la descarbonización en España.
Anteproyecto de una central termosolar de receptor central basada en un ciclo Brayton de CO2 supercrítico
(2025) Rodríguez Cadena, Nuria; Vélez Godiño, José Antonio; Ingeniería de la Construcción y Proyectos de Ingeniería
A lo largo de la presente memoria se ha hecho un análisis tecno-económico sobre la viabilidad del uso de CO2 supercrítico en plantas termosolares de receptor central. Como se explicará en capítulos posteriores, emplear este fluido de trabajo podría conllevar importantes mejoras de eficiencia y prestaciones, aumentando la rentabilidad de plantas de este tipo. Cada vez se hace más evidente la necesidad de desarrollar tecnologías que permitan explotar energías limpias a gran escala, compitiendo frente las fuentes convencionales, menos respetuosas con el medio. De esta manera, ha sido necesario analizar el estado del arte previo, permitiendo comprender el punto de partida de esta tecnología y sus virtudes y puntos a mejorar frente el resto de tecnologías termosolares. Asimismo, se ha destacado el atractivo derivado del uso del CO2 en estado supercrítico, ya que es el punto central del objeto de este anteproyecto. Una vez comprendida la teoría en la que se basa esta tecnología, se ha procedido con el diseño preliminar de la planta, abarcando desde aspectos tecnológicos como la ingeniería de proceso o el diagrama unifilar, hasta aspectos económicos, como el presupuesto.
Anteproyecto de un de ciclo combinado integrado con energía termosolar.
(2025) Ferrero Castillo, Álvaro; Vélez Godiño, José Antonio; Ingeniería de la Construcción y Proyectos de Ingeniería
En este documento se presenta el anteproyecto de una central de ciclo combinado, constituida por dos turbinas de gas y una turbina de vapor, hibridada con un sistema de energía termosolar de torre integrado en el ciclo de baja. El objetivo es evaluar, desde una perspectiva técnica y económica, la viabilidad de este tipo de plantas de potencia, capaces de suministrar energía eléctrica de forma estable, eficiente y, sobre todo, respetuosa con el medio ambiente. El desarrollo del anteproyecto parte de una serie de requisitos de diseño que establecen las condiciones base en aspectos como el emplazamiento de la planta, la potencia máxima del ciclo, la filosofía de operación, así como el presupuesto y la rentabilidad mínima exigida. Para la evaluación técnica se ha realizado el análisis del emplazamiento del lugar, para ver si el terreno recogía las condiciones geotécnicas adecuadas y la climatología permitía que una planta de potencia de estas condiciones trabajase en condiciones óptimas. A continuación, se presenta el prediseño del ciclo de potencia, en el cual, a partir de la configuración previamente establecida, se determinan las principales características del sistema y las condiciones de operación asociadas a cada modo de funcionamiento. En el “Modo solar”, el recurso solar disponible es suficiente para cubrir las demandas térmicas del ciclo, sustituyendo la aportación de una de las turbinas de gas; mientras que en el “Modo noche”, ante una insufciente de radiación solar, la planta opera con ambas turbinas de gas. Una vez desarrollado el ciclo de potencia, se procede al dimensionamiento de los principales equipos de la planta, éstos son: bombas, turbinas, aerocondensador, intercambiadores de calor, campo solar y receptor solar. Así también, se procede a la definición de los sistemas auxiliares que componen la planta y aseguran un óptimo y correcto funcionamiento de la misma. Para completar el aspecto técnico de la planta, se realiza un análisis del sistema eléctrico, definiendo las cargas principales y desarrollando un estudio de los niveles de tensión asociados a la generación y distribución de energía eléctrica. Dicho estudio se lleva a cabo en función de las características de las cargas y de los requisitos impuestos por la subestación de conexión, garantizando así una integración segura y eficiente del sistema eléctrico en la red. Una vez completado el ámbito técnico, y con todos los datos recopilados, se lleva a cabo un análisis económico-financiero de la viabilidad de la planta, evaluando parámetros clave como el Valor Actual Neto (VAN), la Tasa Interna de Retorno (TIR) y el Coste Nivelado de la Energía (LCOE). Estos indicadores permiten valorar la rentabilidad y competitividad del sistema propuesto en comparación con otras tecnologías de generación eléctrica.
Anteproyecto de una planta de potencia basada en la hibridación biomasa+termosolar
(2025) Algaba Cid, José María; Vélez Godiño, José Antonio; Ingeniería de la Construcción y Proyectos de Ingeniería
La transición energética como estrategia principal para combatir el cambio climático y el cumplimiento del Pacto Verde Europeo como compromiso con el Acuerdo de París demanda sistemas de generación renovable, que además garanticen firmeza en la red y sean gestionables. La hibridación de plantas termosolares con biomasa surge como una solución que permita garantizar la gestionabilidad del sistema, operar como central de carga/base y reducir el impacto ambiental mediante el aprovechamiento del emplazamiento. El presente Trabajo Fin de Grado tiene como objetivo el desarrollo de un anteproyecto de una planta de potencia basada en la hibridación termosolar+biomasa, analizando su viabilidad técnica y económica. Se ha realizado un estudio del estado del arte de ambas tecnologías y de sus posibles configuraciones híbridas, seleccionando la combinación receptor central con sales fundidas y caldera de biomasa con orujillo seco como combustible debido a su mayor grado de madurez tecnológica y eficiencia operativa. Se incluye la selección del emplazamiento en Montemayor (Córdoba) basado en el análisis del recurso solar y la biomasa, el dimensionamiento de los principales bloques (campo solar, caldera y ciclo de potencia) y la simulación de la operación anual. El diseño contempla un Ciclo de Rankine regenerativo con tres extracciones, alcanzando un rendimiento del 35.4%, una potencia neta nominal de 14.29 MW y un factor de capacidad del 92,5%. Asimismo, el análsis económico revela que la planta es viable en el contexto actual, con una inversión (CAPEX) de 66.24 M€, un VAN de 19.4 M€ y una TIR de 10.65%. En conclusión, el proyecto demuestra la viabilidad técnica y económica de la hibridación termosolar-biomasa como una alternativa renovable prometedora.
Rehabilitación energética de colegio de primaria: Análisis técnico-económico de medidas convencionales e innovadoras
(2025) Nogales Carozo, Marta; Palomo Amores, Teresa Rocío; Ingeniería Energética
En el proyecto se ha tratado la eficiencia energética en los edificios. Para ello se ha elegido un edificio de nueva planta, en específico un colegio de primaria en Madrid, España. En primer lugar, se ha planteado un caso inicial del edificio escogido eligiendo su geometría, los materiales empleados para su construcción, los distintos horarios de funcionamiento, así como los equipos utilizados para su acondicionamiento. Se ha utilizado para establecer todo el caso base, y el grueso del proyecto, el software Herramienta Líder-Calener (HULC) que además de proporcionar datos de demandas y consumos, emite un certificado energético para el edificio. Tras establecer el caso inicial se han planteado distintas mejoras para el edificio de forma que este sea más eficiente en el plano energético, estas mejoras incluyen aplicaciones en las transmitancias, ACH, el control solar y la ventilación nocturna. Se escoge un caso óptimo que implemente algunas de las mejoras mencionadas y que balancee la eficiencia energética y la inversión económica que acarrearía llevar a cabo dichas mejoras en el edificio, esto último a través de un análisis del coste de ciclo de vida, siempre cumpliendo con el Documento Básico HE0, HE1 y HE3 del Código Técnico de la Edificación. Por último, se ha estudiado la implementación de capacidades adicionales que hagan que el edificio consuma la menor energía posible y de la forma más eficiente, con la mirada centrada en la fachada ventilada.
Evaluación Técnica y Financiera de un Proyecto de Energía Renovable: Parque Eólico en Manilva y Casares
(2025) Moreno Rodríguez, Elvira; Serrano-González, Javier; Ingeniería Eléctrica
El presente trabajo de fin de grado tiene como objetivo principal el estudio de la viabilidad técnica y económica de un proyecto de parque eólico de 20 MW, localizado en los municipios de Manilva y Casares. La investigación se enfoca en determinar la factibilidad del proyecto y su implementación real, considerando aspectos de ingeniería y financieros. La metodología técnica se basa en una evaluación integral del emplazamiento, abarcando la caracterización del terreno y el análisis del recurso eólico, procediendo a la selección del modelo óptimo para la generación y al diseño de la infraestructura necesaria para la producción y evacuación de energía a la red. En el plano económico, se emplea la técnica de descuento de flujos de caja para calcular parámetros indicadores clave como el Valor Actual Neto (VAN) y la Tasa Interna de Retorno (TIR), evaluando la rentabilidad del proyecto bajo distintos escenarios de financiación. El estudio concluye que el proyecto es una inversión sólida y viable, alineada con los objetivos de descarbonización y las regulaciones europeas actuales.
Herramienta docente para simular pequeñas plantas nucleares con procesos de desalinización por recuperación de calor
(2025) Jiménez Muñoz, Manuel Jesús; Sanchez Martinez, Gonzalo; Ingeniería Energética
Hoy en día, el agua potable es un recurso vital para el avance de la sociedad. En un mundo con una población cada vez mayor y un mayor consumo de agua, es necesario aportar soluciones para que esto no desemboque en una catástrofe social. En este documento se desarrolla un método innovador para producir agua potable: utilizar un SMR (Small Modular Reactor) en una central nuclear de menor potencia que una central típica y ponerle una planta desaladora MED que funcione a baja temperatura en la primera extracción de la turbina de baja presión. Esto se ha desarrollado como una herramienta dentro del entorno de Excel con el complemento de CoolProp. El objetivo de ésta no es solamente ser útil para el estudio y la simulación de esta alternativa, sino también para que sea útil en el futuro, permitiendo que los alumnos puedan comprender los ciclos de potencia y cómo afecta la variación de los parámetros de entrada a los resultados, ya que funciona como planta nuclear con desalación y sin desalación.
Estudio de instalación fotovoltaica con almacenamiento en hidrógeno en industria vinícola
(2025) Herrera Pavón, Rosario; Pino Lucena, Francisco Javier; Ingeniería Energética
Este proyecto estudia la integración de energías renovables en la industria vinícola, analizando la viabilidad técnica y económica de una microrred basada en energía fotovoltaica con almacenamiento en forma de hidrógeno. El estudio se centra en la caracterización del proceso productivo de una bodega y en la elaboración de un perfil de demanda energética, con el fin de diseñar un sistema capaz de cubrir sus necesidades de forma sostenible y con un alto grado de autosuficiencia. Para ello, se ha desarrollado un modelo que contempla la generación de electricidad mediante paneles solares, el consumo directo en la bodega, el almacenamiento del excedente en forma de hidrógeno mediante electrólisis, y su posterior aprovechamiento a través de una pila de combustible. Además, se incluyen consideraciones técnicas como la eficiencia de los equipos, la capacidad de almacenamiento y los umbrales de operación. El trabajo también incorpora un análisis económico que tiene en cuenta los costes de inversión, operación y mantenimiento, así como las reposiciones de equipos a lo largo de la vida útil del sistema. Finalmente, se plantea un análisis de sensibilidad que permite explorar distintas configuraciones y evaluar la robustez del sistema ante variaciones en los parámetros clave. Con ello, esta investigación contribuye al debate sobre la aplicación de tecnologías renovables e innovadoras en el sector agroindustrial, poniendo de relieve cómo la combinación de energía solar y almacenamiento en hidrógeno puede ofrecer una alternativa sostenible para los sistemas energéticos del futuro.
Estudio de alternativas energéticas de vivienda unifamiliar en Sevilla
(2025) Pavón Romero, Guillermo; Guerrero Delgado, María del Carmen; Ingeniería Energética
El presente Trabajo Fin de Grado se centra en el estudio energético de una vivienda unifamiliar aislada ubicada en Carmona (Sevilla), con el fin de evaluar su comportamiento térmico y desarrollar una propuesta técnica que le permita aproximarse al estándar nZEB (Near Zero Energy Building). Para ello, se ha realizado una modelización detallada mediante la herramienta HULC, evaluando el comportamiento térmico de la edificación en régimen pasivo y con sistemas activos. A partir de estos resultados, se han modelado en la herramienta EXCEL, dimensionado e integrado sistemas basados en energías renovables, concretamente paneles fotovoltaicos para autoconsumo, una bomba de calor aire-agua reversible y un depósito de acumulación de agua caliente sanitaria con el fin de cubrir las demandas de climatización y ACS. Adicionalmente, se analiza el impacto de las medidas propuestas en la reducción de la demanda energética y en la mejora del aprovechamiento de energías renovables, asegurando un elevado nivel de autoconsumo eléctrico y optimizando la eficiencia de los sistemas térmicos. El trabajo no se limita únicamente a la verificación normativa, sino que busca mostrar la viabilidad real de convertir una vivienda existente en un edificio de consumo casi nulo, ofreciendo una referencia práctica que pueda aplicarse en otros proyectos de rehabilitación energética en el ámbito residencial.
Análisis del valor potencial del almacenamiento de energía térmica en centrales termosolares en el mercado español
(2025) Melgar Martín, José Manuel; Silva Pérez, Manuel Antonio; Ingeniería Energética
Este proyecto analiza el valor potencial del almacenamiento de energía térmica en centrales termosolares en el mercado español. Para ello, se realiza una comparativa entre una central de referencia con almacenamiento térmico y una central sin almacenamiento térmico. Se hace uso de la herramienta System Model Advisor para la simulación del funcionamiento de ambas centrales y obtener valores de producción anual, producción horaria y coste de la energía. A partir de estos datos, se calcula para ambas centrales el factor de captación de precio o Apuntamiento, entendido como el cociente entre los ingresos que obtendría la instalación vendiendo a los precios horarios efectivamente casados por el mercado y lo que habría ingresado si hubiera vendido toda la energía al precio medio del mercado mayorista. Para realizar las simulaciones, se diseñan dos centrales de referencia, una de ellas con un almacenamiento térmico de 7 horas y otra que no tiene almacenamiento térmico. Al simular ambas centrales de referencia, se obtiene una gran diferencia en la producción anual, en los perfiles de producción horaria y en el Apuntamiento. Para reducir esta desigualdad, se añade capacidad de almacenamiento térmico a la central que no lo tenía originalmente limitado en función del precio nivelado de la energía. Finalmente, se obtiene una mejora en los valores en los perfiles de generación horaria y en el Apuntamiento de la instalación añadiendo una capacidad de 2 horas de almacenamiento.
Cálculo y Diseño de Línea Eléctrica de 132 kV en Zaragoza
(2025) Luque Ruiz, Alonso Manuel; Cruz-Romero, Pedro Luis; Ingeniería Eléctrica
Desarrollo de una planta hidrogenera para autobuses impulsados por hidrógeno verde
(2025) García Cruz, Elías; Cabello González, Gracia María; Navas Herrera, Sergio Jesús; Ingeniería Energética
En este documento se propone el diseño de una hidrogenera como solución para abastecer la demanda de hidrogeno que tiene una flota de diez autobuses. El proyecto consiste en una hidrogenera formada por una instalación de producción de hidrógeno, capaz se generar las cantidades de hidrógeno necesarias para los vehículos, y la zona donde se almacena y reposta, a la que los clientes tienen acceso. Además, se diseña una planta solar fotovoltaica que suministra la energía eléctrica necesaria para alimentar a estas dos anteriores. Todo el diseño de las tres plantas vendrá condicionado por tres factores: la seguridad en el suministro, la independencia frente a externos y el ser energía limpia. Por otro lado, todos los equipos que se han seleccionado son equipos reales con condiciones de operación reales que se tienen en cuenta para el diseño del proyecto, incluyendo la flota de autobuses. Todas las estimaciones han sido consideradas de carácter general ya que, al entrar en detalle, hace que el proyecto tome mayor escala. Finalmente, se evalúa el trabajo realizado y se obtienen las conclusiones oportunas en cuanto al diseño, tanto en aspectos técnicos como económicos.
Optimización económica conjunta de una central híbrida CSP-PV de 50 MW en Sevilla, para cubrir los consumos parásitos
(2025) Muñoz Castilla, Patrick Aldo; Silva Pérez, Manuel Antonio; López Álvarez, José Antonio; Ingeniería Energética
La tecnología termosolar ha demostrado ser una tecnología madura, pero aún presenta desafíos en su viabilidad económica. En vista de las previsiones de instalación termosolar en España en los próximos años, este proyecto estudia la viabilidad de una central híbrida, termosolar y fotovoltaica, en Sevilla, en la que el bloque fotovoltaico será de uso exclusivo para cubrir los consumos parásitos de la central termosolar. Los parámetros a optimizar han sido el múltiplo solar y las horas de almacenamiento para la central termosolar, y la potencia para la central fotovoltaica, con la intención de reducir los costes de tecnología, en particular de su LCOE, y aumentar su factor de capacidad. El principal enfoque de este estudio es la diferenciación del uso de la energía proveniente del bloque fotovoltaica: tanto cuando los consumos parásitos se están tomando desde el bloque potencia de la termosolar, como cuando se adquiere desde la red eléctrica, y los efectos que ambas situaciones tiene en el coste total de la central y de su producción eléctrica. Los resultados muestran que el uso de paneles fotovoltaicos es recomendado para una nueva central en Sevilla. Para las mejores configuraciones, permite reducir el LCOE entre un 2-2.7% con respecto al LCOE únicamente la central termosolar. De esta manera, con un menor coste, esta central híbrida ofrece las mismas ventajas que una única central termosolar desde la perspectiva del operador eléctrico, permitiendo el almacenamiento de energía y dando estabilidad a la red. Además, es posible llegar a conseguir estos resultados de la mano con un factor de capacidad cercano al 50%.
Diseño de una instalación fotovoltaica de autoconsumo
(2025) Jerez Fernández, Marta; Pino Lucena, Francisco Javier; Ingeniería Energética
El estilo de vida actual nos obliga a consumir grandes cantidades de energía, tanto en el ámbito laboral e industrial como en nuestra vida cotidiana, con el uso constante de dispositivos como móviles, ordenadores y electrodomésticos. Hoy en día, resulta difícil imaginar nuestra rutina sin un elevado consumo energético. Esta dependencia ha crecido sin que seamos plenamente conscientes de que la energía no es un recurso ilimitado. Desde el punto de vista económico, resulta extremadamente complejo calcular el coste real de producir la enorme cantidad de energía que demanda la sociedad moderna. Además, uno de los principales efectos negativos de esta situación es el impacto ambiental. El elevado consumo energético provoca la emisión de grandes volúmenes de gases de efecto invernadero, que alteran los ecosistemas y contribuyen al cambio climático, con consecuencias como sequías, inundaciones y fenómenos extremos. Frente a este escenario preocupante, es urgente adoptar nuevas formas de vida más sostenibles, mediante el uso de tecnologías que promuevan el aprovechamiento de fuentes renovables sin comprometer ni la economía ni el medio ambiente. La eficiencia energética se presenta como una estrategia clave en este contexto, al permitir un uso racional y optimizado de los recursos naturales. Este concepto engloba una serie de prácticas y tecnologías orientadas a reducir el consumo energético sin afectar negativamente a la productividad o a la calidad de vida. En particular, el aprovechamiento de fuentes de energía renovable ha contribuido a generar una mayor conciencia social respecto a la necesidad de reducir el impacto ambiental del consumo energético. En un entorno climático cambiante, es fundamental adoptar medidas de mitigación y adaptación que minimicen los efectos negativos de dicho cambio sobre la sociedad y los ecosistemas. Reducir nuestra huella ambiental y aplicar estrategias de descarbonización en sectores como la energía, el transporte, la construcción y la industria es fundamental para avanzar hacia una sociedad más resiliente y con mejor calidad de vida. En este Trabajo Fin de Grado se plantea el diseño e implementación de una instalación solar fotovoltaica en una nave industrial, con el objetivo de cubrir parcialmente las necesidades energéticas mediante el autoconsumo, reduciendo así la dependencia de la red eléctrica convencional. La energía solar fotovoltaica constituye una solución tecnológica de alta viabilidad para entornos industriales, dado su bajo impacto ambiental, su facilidad de integración y un coste adicional asumible. La propuesta busca dar respuesta a los picos de demanda energética de forma eficiente y sostenible, contribuyendo al mismo tiempo a los objetivos globales de reducción de emisiones y transición energética.
Estudio fotovoltaico de autoconsumo colectivo para dependencias municipales de Cantillana (Sevilla)
(2025) Hidalgo López, Juan; Navarro González, Eduardo; Ingeniería Eléctrica
En este trabajo fin de grado se ha estudiado y realizado el diseño de un conjunto de instalaciones fotovoltaicas de autoconsumo colectivo con el objetivo de abastecer, mediante esta tecnología, parte de la demanda de la energía eléctrica de las principales dependencias municipales de Cantillana, Sevilla. Para realizar este estudio, se han obtenido los datos de consumos anuales de cada dependencia municipal en registros horarios, y, en función de estos, y de la superficie de cubierta disponible en estas dependencias, se han planteado diferentes conjuntos de instalaciones. Posteriormente, mediante el software PVsyst, se han calculado, en registros horarios también, los datos de producción de energía, así como de energía autoconsumida o de generación de excedentes para cada una de las opciones planteadas. En función de la evaluación de los datos obtenidos para cada caso, y de las particularidades de los objetos estudiados, se ha elegido la opción que se ha considerado más adecuada y se han definido sus características. Posteriormente se ha recopilado información sobre la tramitación administrativa que conlleva este tipo de instalaciones, así como la documentación necesaria a aportar para ponerlas en funcionamiento. Por último, se ha realizado, un estudio económico de la rentabilidad del sistema planteado.

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