Estudio de viabilidad de un parque solar de 1 GW en España

Abstract

Este proyecto analiza la viabilidad de una planta solar fotovoltaica de 1 GW ubicada en Castril (Granada), evaluando sus aspectos técnicos, económicos y ambientales. Dada la alta irradiación solar en España, se propone una instalación compuesta por más de 1,7 millones de módulos bifaciales distribuidos en cinco subparques, con seguidores solares, inversores centrales y centros de transformación. La planta tendría una potencia pico de 1.168,6 MWp y una potencia nominal de 1.002,8 MW, con una producción estimada de 2.551 GWh anuales.

El diseño contempla una subestación elevadora de 30/400 kV y una línea aérea de alta tensión de 18,4 km para la evacuación de energía hacia la red eléctrica. Desde el punto de vista económico, se analizan dos escenarios de venta: mercado pool y contrato PPA. El primero alcanza un Valor Actual Neto (VAN) de 253 millones de euros y una Tasa Interna de Retorno (TIR) del 14,5 %, superior al coste de capital (WACC), lo que demuestra su rentabilidad, aunque implica una mayor exposición al riesgo de mercado. El segundo, con un VAN de 145 millones y TIR del 8,7 %, también es rentable, aunque más conservador.

A nivel ambiental, la planta permitiría evitar la emisión de 27,6 millones de toneladas de CO₂ en 25 años. Técnicamente, aunque no aporta inercia al sistema, destaca por su capacidad de respuesta rápida ante caídas de tensión, como la sufrida en el apagón nacional del 28 de abril de 2025.

En conclusión, el proyecto es viable técnica y ambientalmente, y económicamente atractivo si se gestionan adecuadamente los riesgos asociados a los modelos de venta energética.This project assesses the technical, economic, and environmental feasibility of a 1 GW solar photovoltaic plant located in Castril (Granada). Given Spain's high solar irradiation, the proposal includes over 1.7 million bifacial modules distributed across five subfields, equipped with solar trackers, central inverters, and transformation centers. The plant would have a peak capacity of 1,168.6 MWp and a nominal AC capacity of 1,002.8 MW, with an estimated annual production of 2,551 GWh.

The design includes a 30/400 kV step-up substation and an 18.4 km high-voltage overhead transmission line to evacuate energy into the national grid. Two energy sales models are analyzed: the spot market (pool) and long-term Power Purchase Agreements (PPAs). The spot market scenario yields a Net Present Value (NPV) of €253 million and an Internal Rate of Return (IRR) of 14.5%, well above the Weighted Average Cost of Capital (WACC), confirming strong profitability despite higher market risk. The PPA model yields an NPV of €145 million and an IRR of 8.7%, also above its WACC, offering lower risk but more modest returns.

Environmentally, the plant is expected to avoid approximately 27.6 million tons of CO₂ emissions over 25 years of operation. From a technical perspective, while it does not contribute inertia to the grid, it offers a major advantage: an almost instantaneous response to voltage drops, which is particularly beneficial in scenarios such as the national blackout that occurred in Spain on April 28, 2025.

In conclusion, the project is technically sound and environmentally beneficial. Economically, it proves attractive if the associated risks of energy sales models are properly managed.