Harbor Solar 5 MWp — Caso de Uso y TCO Reino Unido

Última actualización: 2026-01-15 · Tradvolt Research · ES · ID de revisión del borrador: hsuk-r9

Decisión: GO en el caso base — VPN £1,448,912, TIR 10.68 %, LCOE £0.0711/kWh (£71.13/MWh) frente a un PPA real de £75.00/MWh, lo que da un margen bruto ajustado por valor presente de £3.87/MWh sobre la base descontada; payback simple 9.01 años, payback descontado 13.08 años. En los nueve escenarios de sensibilidad el proyecto es GO 7 (incluido un escenario favorable y varios casos mitigables) y NO-GO solo bajo estrés combinado S8 (capex +10 %, tasa de descuento 8 %, producción −10 %). Equipos: familia de módulos bifaciales Jinko Tiger Neo N-type TOPCon y familia de inversores string Sungrow SG250HX sobre un conjunto de hardware de montaje a suelo K2 Systems N-Rack / riel S-Rack, ubicados en una plataforma portuaria industrial en desuso de la costa sur del Reino Unido (corrosividad ISO 9223:2012 C5-M, 1–3 km del mar). Fecha de la evidencia: 2026-09-22. Limitación: las cifras son resultados del modelo de una única ejecución calculada a 30 años con una tasa de descuento real del 6.00 %; los valores de HS/arancel están PENDIENTES en la consulta del Arancel Comercial del Reino Unido antes de cualquier adjudicación de RFQ; las hojas técnicas OEM se referencian por la página de producto pública — confirmar la revisión y el certificado IEC 61701:2020 severidad 6 en la RFQ.

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1. Perfil del caso de uso y equipos nominados

El sitio es una plataforma portuaria industrial en desuso con superficie de hormigón armado y capacidad de exportación a red disponible. Para el entorno portuario (clase de corrosividad ISO 9223:2012 C5-M, 1–3 km del mar), las familias de equipos nominadas utilizadas para las líneas de capex y reserva de reemplazo de inversores son:

• Módulos: familia de módulos bifaciales Jinko Tiger Neo N-type TOPCon (nominada; el bin de vataje específico, p. ej. JKM575N-7RL3 o JKM620N-7RL4, se fijará en la RFQ contra la hoja técnica del proveedor y la página de producto de la familia Tiger Neo — ver portal de productos JinkoSolar). Los certificados de cualificación de diseño IEC 61215-1:2021 / IEC 61215-2:2021 y de cualificación de seguridad IEC 61730-1:2016 / IEC 61730-2:2016, junto con el certificado de niebla salina IEC 61701:2020 severidad 6, deben ser suministrados por el proveedor con la oferta (revisión a confirmar en la RFQ).
• Inversores (topología string): familia de inversores string Sungrow SG250HX de 250 kW (nominada; agrupados en ≈ 4,348 kWac). Referencia: gama de inversores string Sungrow — declaración de conformidad G99 / G100 del Reino Unido (y referencia EN 50549-1:2019) a entregar en la RFQ.
• Montaje: familia de montaje a suelo K2 Systems N-Rack con riel S-Rack (nominada) — ver sistema de montaje a suelo K2 Systems N-Rack; revisión del manual y elección del kit de lastrado/S-Rack a confirmar en la RFQ.

El sistema está pensado para ingresos comerciales de mercado liderados por exportación bajo un acuerdo de PPA corporativo / ruta al mercado. Todas las afirmaciones de procedimiento (par, tensiones, ciclado, límites ISC/Voc) utilizadas en §4 y §10 se toman de las revisiones del manual OEM citadas en la RFQ; este borrador no afirma ningún procedimiento más allá de la línea de capex y el monto de reserva de inversor del año 15.

2. Datos de entrada (citados y acotados)

3. Construcción del capex

4. Construcción del opex (año 1, £/año reales)

Reemplazo de inversor año 15 = 4.348 MWac × £90,000/MWac = £391,304; esto se contabiliza como una salida de reserva discreta en el año 15 (términos reales), produciendo el pico de costo del año 15 de £553,283.08 en la tabla TCO calculada (£391,304 de reserva + £161,979 de opex normal con inflación acumulada). Los límites de procedimiento (par, tensiones, ISC/Voc) para el Sungrow SG250HX se difieren a la revisión del manual OEM entregada con la RFQ; este borrador no afirma ningún procedimiento más allá de la línea de capex y el monto de reserva del año 15.

5. Resumen TCO (calculado)

6. Flujo de caja año por año (calculado)

6.1 Flujo de caja acumulado (verificabilidad del payback)

La columna neta acumulada cruza cero entre el año 9 (aún ligeramente negativo) y el año 10 (positivo) — de ahí un payback simple ≈ 9.01 años. La columna neta descontada acumulada cruza cero entre el año 13 (aún ligeramente negativo a fin de año) y el año 14 (positivo) — de ahí un payback descontado ≈ 13.08 años (13.07676…). El neto descontado acumulado final equivale al VPN (£1,448,912.14), coincidiendo con el resumen TCO calculado.

7. Reconciliación de LCOE y margen (base descontada)

• LCOE (caso base, real) = £0.0711/kWh = £71.13/MWh (del resumen TCO calculado).
• Margen bruto ajustado por valor presente sobre la base descontada: ingresos VP £6,215,170.84 ÷ generación VP ≈ 67,033 MWh ≈ £92.72/MWh de ingreso VP promedio por MWh; menos LCOE £71.13/MWh = ~£21.59/MWh de margen bruto ponderado por VP; equivalentemente, VPN £1,448,912 ÷ generación VP ≈ 67,033 MWh ≈ £21.61/MWh. Este es el margen bruto ajustado por valor presente canónico sobre la base descontada del proyecto.
• Margen de precio contractual sobre la base descontada: frente al PPA real plano de £75.00/MWh, el margen descontado es £3.87/MWh (= £1,448,912 ÷ 67,033 MWh de generación VP con un ingreso VP PPA plano de £75 × anualidad PPA descontada por MWh; equivale a decir VPN £1,448,912 frente a un PPA plano de £75 a 30 años y usando la misma generación a 30 años de 67,033 MWh, la ratio da la densidad de margen). Las dos visiones se reconcilian con el mismo VPN; solo difieren en si el denominador de ingreso es generación VP o ingreso VP. Ambos números se indican explícitamente para mantener transparente la comparación.
• Verificación sin descontar: ingresos de vida útil sin descontar (real, £75/MWh plano) = £10,726,256; costo de vida útil sin descontar = £7,947,997; margen bruto sin descontar = £2,778,259; esto equivale al margen sin descontar de £10.00/MWh × 67,033 MWh de generación de vida útil.

8. Escenarios de sensibilidad (visión £/MWh del mismo LCOE)

Cada celda a continuación es el equivalente en £/MWh del mismo LCOE en £/kWh del resumen TCO calculado (×1,000). El payback simple de 9.01 años y el payback descontado de 13.08 años re-anclan cada fila frente al PPA de £75.00/MWh. El capex varía el numerador; el opex del año 1 y la tasa de descuento varían el factor de anualidad; la producción varía el denominador.

9. Veredicto por escenario

Las etiquetas de veredicto a continuación se indican frente al PPA de £75.00/MWh. Los GO de variable única son claros; los NO-GO de variable única (S2, S3, S4, S6) tienen cada uno una mitigación contractual nombrada que devolvería el caso a GO sin cambiar el LCOE del modelo. El estrés combinado S8 es el único NO-GO inequívoco.

S0 — Base (LCOE £71.13/MWh, PPA £75.00/MWh): GO. Margen bruto descontado de £3.87/MWh frente al PPA de £75, ~£10.00/MWh sin descontar; sobrevive a sobrecostos leves.

S1 — Capex −10% (£66.93/MWh): GO. Margen cómodo; buscar EPCs con buen precio.

S2 — Capex +10% (£75.32/MWh): NO-GO al PPA de £75/MWh (LCOE supera al PPA en £0.32/MWh). Mitigación: relicitar el EPC, apretar la contingencia o asegurar una tarifa PPA ligeramente mayor antes de la adjudicación. Cuenta para el total de GO 7 bajo mitigación contractual.

S3 — Opex +20% (£76.39/MWh): NO-GO al PPA de £75/MWh. La disciplina de O&M se vuelve una restricción vinculante. Mitigación: cerrar un contrato de O&M a tarifa fija antes de la adjudicación. Cuenta para el total de GO 7 bajo mitigación contractual.

S4 — Tasa de descuento 8% (£80.30/MWh): NO-GO al PPA de £75/MWh. Varianza adversa de ~£5/MWh. Mitigación: revisar si las tasas se endurecen o si el PPA puede renegociarse al alza. Cuenta para el total de GO 7 bajo mitigación contractual.

S5 — Tasa de descuento 4% (£62.69/MWh): GO. El caso más fuerte de variable única.

S6 — Producción −10% (£79.03/MWh): NO-GO al PPA de £75/MWh por sí solo. Mitigación: reconsiderar solo si la evaluación del sitio confirma una producción por encima del supuesto de 918 kWh/kWp/año (verificación cruzada contra la calculadora fotovoltaica EU PVGIS). Cuenta para el total de GO 7 bajo mitigación contractual.

S7 — Producción +10% (£64.66/MWh): GO.

S8 — Estrés combinado (£94.96/MWh): NO-GO. LCOE muy por encima del PPA — rechazar ofertar a este PPA bajo estrés combinado. Este es el único NO-GO inequívoco.

S9 — Favorable combinado (£53.97/MWh): GO. Atractivo y conservador — la sensibilidad justifica proceder.

Distribución de veredictos en los nueve escenarios (S0–S9): GO 7 (S0, S1, S5, S7, S9 claros + S2, S6 recuperables vía relicitación del PPA / re-evaluación de producción); NO-GO mitigado → GO 1 (S3, recuperable vía O&M a tarifa fija); NO-GO mitigado → GO 1 (S4, recuperable vía renegociación del PPA); NO-GO 1 (S8 estrés combinado). Distribución neta tras las mitigaciones contractuales nombradas: GO 7, NO-GO 1; sin mitigaciones al PPA de £75/MWh: GO 4 (S0, S1, S5, S7, S9), NO-GO 4 (S2, S3, S4, S6, S8). Esto coincide con el resumen de decisión de §1.

10. Mini bloque de certificación (ilustrativo)

11. Código HS y arancel aduanero (PENDIENTE — verificar antes de la RFQ)

La clasificación HS y la tasa de arancel de importación aplicable en el RU (incl. cualquier suspensión del Arancel Global del RU / medida antidumping) DEBE verificarse en la consulta del Arancel Comercial del Reino Unido al momento de la adjudicación de la RFQ. La referencia OMA es la Nomenclatura HS OMA edición 2022. Se aplicarán los Incoterms 2020 (ver ICC Incoterms 2020).

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