Caso Practico Proyecto Eolica

Autor: Cristobal Cristobal López López

Parques Eólicos Eólicos (Septiembre (Septiembre 2005)

Introducción Marco Factores condicionantes Esquemas de financiación Análisis de viabilidad de los proyectos eólicos Caso Práctico Desarrollo de un proyecto eólico La incorporación de las energías renovables, y de la generación eólica en particular, como una fuente más de abastecimiento energético en la planificación energética general, se fundamenta en el grado de madurez tecnológica alcanzado, la competitividad económica de determinadas áreas tecnológicas, la cada vez más significativa aportación energética de las energías renovables, principalmente minihidráulica, solar fotovoltáica, eólica y biomasa, al balance energético nacional en los últimos años, y las indudables ventajas que su uso supone, entre las que cabe mencionar: •

El empleo de recursos autóctonos incrementa el nivel de autoabastecimiento y permite reducir las importaciones de combustibles, alguno de ellos como petróleo y gas natural no muy abundantes. Contribuyen, pues, al ahorro de recursos no renovables.

•

Contribuyen a la diversificación energética disminuyendo el grado de dependencia de las fuentes de abastecimiento tradicionales.

•

Supone el desarrollo de actividades económicas e industriales, con efectos positivos sobre la economía y el empleo.

•

Son la mejor apuesta desde un punto de vista medioambiental ya que además de su reducido impacto sobre la naturaleza, no existen emisiones de CO 2 a la atmósfera, principal causante del denominado "efecto invernadero".

UNIVERSIDAD SIMÓN BOLIVAR (CARACAS)

ANÁLISIS DE VIABILIDAD PARQUES EÓLICOS



REPERCUSIÓN AMBIENTAL DE LAS DIFERENTES FUENTES DE ENERGÍA

Sistema

Ecopuntos

Térmica con lignito

1737

Térmica con fuel-oil

1398

Térmica con carbón

1356

Térmica nuclear

672

Térmica con gas natural

267

Eólica

65

Minihidraulica

5

FUENTE: Análisis de Ciclo de Vida realizado por AUMA, Universidad de Barcelona, Politécnica de Cataluña, Universidad Rovira i Virgili, con la participación de IDAE, CIEMAT e instituciones públicas de Cataluña, Aragón, Navarra, Galicia y Euskadi.





ESQUEMAS 1. Concursos con contratos de venta de energía específicos 2. Sistemas de cuotasCompetencia entre proyectos - UK, Irlanda, Paises Bajos Certificados verdes - Dinamarca (desde 2000), Italia 3. Apoyo a la tarifa (sistemas de precio fijo) fi jo) – Dinamarca (hasta 2000), Alemania, España, Austria





Posición de la UE Se ha aprobado después de largas discusiones la Directiva 77/2001 sobre Energías Renovables que da un espaldarazo al fomento de las renovables en toda la Unión Europea, estableciendo niveles objetivo por países. En Alemania, recientemente el tribunal supremo se ha pronunciado contra una denuncia de una empresa distribuidora, estableciendo que no pueden considerarse los sistemas de precio fijo como ayudas de estado. Programas UE. La UE aprobó como primera aproximación el Libro Verde sobre Energías Renovables en 1996. El debate sobre el mismo permitió la elaboración del Libro Blanco, aprobado en 1997. Paralelamente, lanzó el estudio TERES y TERES, para determinación del potencial de las renovables en la UE en 1997. En base a ellos, se marcaron unos objetivos estratégicos que se centran en alcanzar el objetivo global del 12 % de contribución de las ER en 2010, acompañados de un Plan de Acción Comunitario.



Autor: Cristobal López

Parques Eólicos (Septiembre 2005)

PROGRAMAS Demostración JOULE-THERMIE INCO FAIR LIDER SAVE Estudios ALTENER estudios regionales y locales, desarrollo de estrategias, información y formación SYNERGY Cooperación con terceros países – renovables V Programa Marco de Investigación y Desarrollo Tecnológico y Demostración- “Competitividad y crecimiento sostenible” En el exterior a través de PHARE, TACIS, MEDA FOMENTO Fomento renovables en proyectos FEDER (fondos estructurales) mediante cofinanciación dentro de la UE En relaciones exteriores, a través de Fondo Europeo de Desarrollo. Banco Europeo de Reconstrucción y Desarrollo





En el año 1991, las energías renovables consolidan su presencia dentro de la política energética nacional al ser incluidas en el Plan Energético Nacional (PEN-91) a través del Plan de Ahorro y Eficiencia Energética (PAEE). El PAEE prevé un incremento de la aportación energética de 1.1 millones de Tep (Toneladas equivalentes de petróleo) para el período 1991-2000. A 31 de Diciembre de 1996, los resultados del PAEE pueden considerarse satisfactorios. La producción de energía eléctrica a partir de energías renovables puede observarse en la tabla siguiente:

Áreas

Objetivos 19912000

Realizado a 31/12/96

%

MINIHIDRÁULICA Potencia (MW) Producción (GWh)

779.0 2474.0

1413.7 5289.6

181.5 213.8

R.S.U. Potencia (MW) Producción (GWh)

239.0 1297.5

93.7 525.4

39.2 40.5

EÓLICA Potencia (MW) Producción (GWh)

168.0 403.0

211.0 316.6

125.6 78.6

SOLAR FV. Potencia (MW) Producción (GWh)

2.5 4.5

6.9 12.2

276.0 271.1

TOTAL Potencia (MW) Producción (GWh)

1188.5 4179.0

1725.3 6143.8

145.1 147.0





ESQUEMAS AUTONÓMICOS Régimen general de autorización de instalaciones eléctricas – p.ej. Andalucía Esquema de Competencia: Castilla y León, Asturias. Promueve que ante una solicitud de autorización de un promotor en un emplazamiento, cualquier otro promotor puede solicitar en el plazo de 1 mes autorización en ese mismo emplazamiento, entrándose a valorar una serie de parámetros de las solicitudes presentadas de forma que se determine el proyecto más idóneo y con más garantías. Plan Eólico – Galicia, Aragón Castilla La Mancha, Valencia La elaboración de un Plan Eólico Estratégico permite: •

Determinar mejor la cantidad de recurso eólico disponible y mejorar, por tanto, su aprovechamiento en el conjunto de un área

•

Dar soluciones integradas a todos los elementos comunes necesarios en el desarrollo de infraestructuras (tales como accesos, evacuación de energía, etc), que de otra manera podrían sufrir una evolución desordenada y, por tanto, ineficiente.

•

Planificar e integrar mejor las necesidades y disponibilidad en el futuro de las diferentes fuentes energéticas dentro de una región.

•

Compatibilizar la introducción de la energía eólica en un área más o menos grande con aspectos medioambientales y socioeconómicos relevantes.

•

Prever las necesidades de materiales y servicios de forma que puedan servir de orientación en el fomento de actividades económicas e industriales que puedan estar asociadas.

•

Aprovechar, en definitiva, todas las sinergias que se producen en la realización de un plan amplio que implica aspectos industriales, socioeconómicos, medioambientales y de bienestar para su entorno.





EVOLUCIÓN DE LA POTENCIA INSTALADA Y PREVISIONES FUTURAS UNIÓN EUROPEA En 1991, la EWEA (Asociación Europea de la Energía Eólica) fijaba como objetivos Año Potencia instalada, MW 2000

4,000

2005

11,500

2010

25,000

2030

100,000

En 1997, la UE contaba con 4500 MW, por lo que se llevó a cabo una revisión de objetivos: Año

Potencia instalada, MW

2000

8,000

2010

40,000

2020

100,000

En 1999, con 3000 nuevos MW instalados, se sobrepasó ampliamente los 9000 MW y por tanto el objetivo del 2000 con 1 año de antelación. Por ello, la EWEA ha formulado nuevos objetivos


Año

Potencia instalada, MW

2010

60,000

2020

150,000 (50,000 Offshore)




EVOLUCIÓN MUNDIAL





En diciembre de 2004 había más de 45.000 MW instalados, de los cuales Europa 34000 EEUU 6750 India 3000 China 750





EVOLUCIÓN EN ESPAÑA Año

86

87

88

89

90

91

92

93

94

95

96

97

98

99

00

Nueva potencia, MW

0,4

1,2

0,8

1,5

2,7

0,7

38

6

24

40

96

244

379

705

963

Acumulada, MW

0,4

1,6

2,4

3,9

6,6

7,3

46

52

76

116

211

455

834 1539 2502 3337 4825 6202


01

02

03

835 1488 1377



Euskadi Valencia


85 24

Rioja

357

Navarra Murcia

818 48

Madrid 1888

Galicia Extremadura Cataluña

94

Castilla La Mancha

1589

Castilla y León

1461

Cantabria Canarias

130

Baleares 4 Asturias

Dic. 2004 282 1168 146 4 130 1461 1589 94 1888 48 818 357 24 85 8094

146

Aragón Andalucía

Comunidad Autonoma Prevista, MW Andalucía 1100 Aragón 1000 Asturias 300 Baleares 49 Canarias 250 Cantabria 300 Castilla y León 850 Castilla La Mancha 400 Cataluña 425 Extremadura 225 Galicia 2500 Madrid 50 Murcia 300 Navarra 635 Rioja 100 Valencia 290 Euskadi 200 Total 8974

1168 282

Las previsiones de IDAE en 1998 y la evolución real





LIMITACIONES Y OBSTÁCULOS AL DESARROLLO EÓLICO Red Tramitación de la conexión y potestad de las compañías distribuidoras para conceder la conexión Capacidad de la red Integración en la red – pronóstico Calidad de la energía

Medio Ambiente Saturación social Disponibilidad de emplazamientos con recurso alto – ajuste de política de apoyo para hacer viables otros tipos de emplazamientos Redes débiles y configuraciones en isla – que son muchas veces los lugares donde resultaría especialmente competitiva la eólica Financiación - instalaciones pequeñas, que pueden ser el grueso del mercado a medio plazo Disparidad de criterios de tramitación





INCERTIDUMBRES SOBRE LA EVOLUCIÓN FUTURA Sistemas de Pronóstico que permitan integrar las renovables a la red cuando se generen a gran escala y la correcta integración en la red. Sistema de apoyo con Prima. Existe una gran disputa en la que las Energías Renovables son acusadas de beneficiarse de ayudas de estado y de desvirtuar así el mercado libre de la energía. Las tendencias de favorecer la competencia en la UE van además en ese camino, aunque la aprobación de la Directiva 2001/77 despeja temporalmente esta amenaza. Incluso desapareciendo, la convergencia de costes con las fuentes convencionales se verá reforzada por la introducción de Tasas por emisiones Certificados verdes Política en países en desarrollo, donde reside enorme potencial eólico pero donde la tarifa eléctrica no dificulta la rentabilidad de este tipo de energías Re-equipamiento de instalaciones con tecnología obsoleta Vida real de las máquinas y garantías de tecnólogos Financiación - saturación de la cartera de riesgo de bancos y cese de la financiación a proyecto o requisito de estudios con vida útil diferente





EL RÉGIMEN ECONÓMICO DE LA ENERGÍA EÓLICA EN ESPAÑA I+D – A través de diferentes programas de investigación fue como se pudieron dar los primeros pasos del desarrollo de la energía eólica en España en los años 80, que pretendían acompañar las experiencias que entonces se llevaban a cabo en California y Dinamarca. IDAE jugó en esos momentos un papel clave. El Programa de Investigación Electrotécnica, financiado por las empresas eléctricas, tuvo también una gran importancia. En todo momento ha habido líneas de trabajo para el desarrollo tecnológico eólico, en los primeros años buscando la optimización de los propios diseños de las turbinas, luego buscando el aumento de la potencia. En la actualidad, existen varios programas comunitarios importantes entre cuyas prioridades está la financiación en aspectos relacionados con las renovables, fundamentalmente el V Programa Marco de IDT y el Programa ALTENER. En la fase actual, las líneas de investigación en la energía eólica van orientadas a: Mejorar la calidad de la energía producida Mejorar la integración en red de la energía Desarrollo de modelos de pronóstico Fortalecimiento de configuraciones que permitan diseños en isla Subvenciones pequeñas instalaciones y autoproductores IDAE – actualmente hay una línea abierta por el ICO que gestiona el IDAE y que da soporte a la instalación de potencias limitadas (hasta 4 MW) con destino a autoconsumo o para el suministro de energía en zonas remotas. Instalaciones comerciales. Ninguna de esas dos vías se puede en estos momentos aplicar a la construcción de instalaciones comerciales, que se acogen a cualquiera de las dos modalidades en vigor (dependiendo de cuándo se tramitaron):





Real Decreto 2366/1994 Plantea una remuneración considerando varios factores: Ft= (PF * Tp + EcTe ± DH ± ER)k1 – AI Ft = facturación en pesetas PF = potencia a facturar expresada en kW calculada como potencia garantizada. En el caso de la eólica, se expresa como un factor de carga. Tp = término de potencia (344 ptas/kW-mes en el caso de la eólica. Actualmente 1,824582 €/kW) Ec = energía cedida en kWh Te = Término de energía (11,47 ptas/kWh en el caso de la eólica. Actualmente 6,0695 c€/kWh) DH = complemento por discriminación horaria ER = complemento por energía reactiva K1 = coeficiente, que se expresa como Kc*Kp, siendo Kc (coeficiente de costes no evitados) para la eólica igual a 0,85 y Kp (coeficiente de aportación a la política energética) igual 1,09 AI = abono por incumplimiento de potencia





Real Decreto 2818/1998 Ofrece dos alternativas: Remuneración a una tarifa fija, que en el caso de la eólica era de 11,02 ptas/kWh, según Art. 28 (actualmente de 6,2145 c€/kWh según Real Decreto 1802/2003) Remuneración variable según precio medio horario final más una prima R = Pm + Pr ± ER Donde R = retribución en ptas/kWh Pm = precio medio del mercado Pr = prima, establecida en 5,26 ptas para la eólica en el Art. 28 (actualmente 2,664 c€/kWh, según RD 1802/2003). Se actualizará este año a 2,75 c€/kWh). ER = complemento por Energía Reactiva. Si el factor de potencia de la energía cedida es superior a 0,9, el complemento será un abono a favor del productor, y si fuere inferior, será un descuento. En agosto de 2002 se aprobó el REAL DECRETO 841/2002, de 2 de agosto, por el que se regula para las instalaciones de producción de energía eléctrica en régimen especial su incentivación en la participación en el mercado de producción, determinadas obligaciones de información de sus previsiones de producción, y la adquisición por los comercializadores de su energía eléctrica producida.





Nuevo Decreto 436/2004 Mantiene dos opciones de remuneración: tarifa fija o prima, que va referida a la Tarifa Eléctrica Media o de referencia (establecida en 7,2072 c€/kWh. Establece diferencias para •

Parques en tierra – 90 % durante los primeros 5 años, 85 % durante los 10 siguientes y 80 % a partir de entonces

•

Parques en el mar

•

Parques con menos de 10 MW de potencia instalada: obligación de dar previsión de producción en las 24 horas que comienzan 30 horas después (con un margen de 20%)

Parques con menos de 5 MW – 90% de TEM durante los primeros 15 años y 80 % en el resto de la vida útil. Prima del 40 % Incentivos de participación en el mercado •

•

El incentivo por participación en el mercado es para todos ellos del 10 %

•

Por soportar huecos de tensión (Disposición adicional cuarta) – un 5 % adicional durante 4 años

Complemento por energía reactiva – entre -4 % y +8 % (dependiendo de la hora del día a que se suministre) El coste de los desvíos será del 10 % del producto de la suma total de los desvíos desde el margen aplicable hasta la energía entregada efectivamente a la red por el importe de la TEM. Al alcanzar 13.000 MW se revisarán las tarifas, incentivos y primas. •





PARÁMETROS CON IMPACTO ECONÓMICO EN UN PROYECTO EÓLICO Aspectos relacionados con el Recurso Eólico. Velocidad media anual. Es el parámetro más importante para la viabilidad económica del proyecto, dado que teóricamente la energía producida por la turbina se incrementa proporcionalmente al cubo de la velocidad media.

Distribución del viento. Weibull y direccional. Ambas distribuciones tienen repercusión pero menor que la proporcionada por el parámetro anterior. En el primero de los casos viene dada porque la energía producida es función de la velocidad y de la curva de potencia, mientras que en el segundo de los casos nos influirá en primer lugar por la posible instalación de un mayor número de turbinas en función de la orografía y en segundo lugar por las pérdidas por estelas.





Perfil vertical. En la mayoría de los casos se produce un incremento de la velocidad con la altura, con correspondiente aumento de la energía producida.

Medición del viento (anemometría). Dado que los valores de velocidad y dirección del viento tienen una influencia decisiva en la producción de energía, es de suma importancia el realizar con la mayor precisión las medidas. Para ello hay distintos tipos de anemómetros y veletas. Es de suma importancia la calibración sistemática de todos los equipos. Turbulencia. Influye por un lado en el aprovechamiento que se puede hacer del recurso (mayores índices de turbulencia suelen conllevar un peor aprovechamiento) y lo que es más importante, repercute de un modo decisivo en la vida útil y en la disponibilidad. UNIVERSIDAD SIMÓN BOLIVAR (CARACAS)




Estimación del recurso mediante técnicas de modelización. Es uno de los temas más importantes el realizar una buena estimación del recurso pues es la base sobre la que se sustenta la inversión, junto con tener unas medidas fiables. Aspectos relacionados con la turbina. Diámetro del rotor. Es otro de los parámetros importantes, dado que teóricamente la energía producida se incrementa proporcionalmente al área barrida por el rotor. Nos puede hacer aprovechar mejor un emplazamiento en concreto, pero el ir a diámetros de rotor mayor para una potencia instalada, nos puede hacer sobrecargar la máquina con disminución de vida útil y disponibilidad. Hay fabricantes que ofrecen distintos diámetros de rotor para un mismo generador.

Operación de la velocidad variable. . La diferencia entre sistemas de velocidad fija y de velocidad variable puede producir un incremento de energía, entre un 2-5%, no justifica por sí solo la diferencia de coste entre uno y otro, pero nos da ventajas adicionales (calidad de energía, control de reactiva, ...).





Control de potencia. El utilizar una máquina de paso variable frente a una de paso fijo puede significar un ligero incremento en la energía producida (un 1% aprox.), principalmente a carga parcial. Lo realmente importante del paso variable no reside en esto sino en la limitación de potencia con el consiguiente aligeramiento de cargas. Potencia del generador instalado. Un factor que genera controversias es el de la relación de potencia instalada por área barrida. El rango de oscilación va entre 100-1000 w/m2. Hay varias razones para explicar estas diferencias: una es el régimen de vientos para el que se diseña la máquina. Por lo general a mayor recurso mayor es la relación para un mejor aprovechamiento. Un factor en contra de tener una densidad de potencia excesivamente alta es que se incrementa el nivel de las cargas.

Altura del buje de la turbina. Está muy relacionado con el perfil vertical del emplazamiento. UNIVERSIDAD SIMÓN BOLIVAR (CARACAS)




Rango de velocidad del viento operacional de la turbina. Es un parámetro que fija el fabricante. El límite superior viene impuesto en la mayoría de las ocasiones por razones de seguridad y supervivencia de la turbina.

Precio de la turbina. Desde 1986 hasta la actualidad el precio ha bajado desde aproximadamente 275.000 ptas/kW hasta las 110.000 ptas/kW. La evolución prevista es de disminución de aproximadamente un 3 % anual.

Aspectos relacionados con el emplazamiento. Accesos. El hecho de que el emplazamiento no disponga de buenos accesos, puede hacer o bien que sea inviable la construcción del parque, o bien que se necesiten unos altos costes en infraestructuras para el acceso. Geomorfología del terreno. Va relacionado con el tipo de terreno y con la configuración de la zona donde se ubiquen las turbinas. Si es llano los costes son menores y si el régimen de vientos lo permite se podrán instalar grandes turbinas optimizando el aprovechamiento del emplazamiento, mientras que si es con grandes pendientes los costes aumentan considerablemente. Conexión a la red. Concesión del punto de conexión. Aunque las compañías eléctricas están obligadas a dar el punto de conexión, puede ocurrir que la potencia sea limitada o que no hay posibilidad de conexión. Condiciones del punto de conexión. Infraestructuras de LAT y ST. En función del punto de conexión que den, puede haber grandes inversiones en infraestructuras, dado que la compañía eléctrica obliga a realizar instalaciones muy completas, con el consiguiente coste (bien enganche en LAT con entrada y salida o modificación de ST). UNIVERSIDAD SIMÓN BOLIVAR (CARACAS)




Distancia entre la instalación y el punto de conexión. Este puede ser como se dijo anteriormente un punto crítico dado que si dan un punto lejano de conexión los costes pueden ser altísimos. También influye el voltaje del punto de conexión al que vayas. Aspectos medioambientales. Restricciones en zonas sensibles. Esto aplica tanto a la configuración de las turbinas en un emplazamiento (sólo en ciertas zonas) como a la sensibilidad extrema de grandes áreas, en las cuales no se pueden realizar instalaciones. Condiciones de la LAT. Actualmente en la gran mayoría de las LAT se deben instalar elementos salvapájaros y hay muchas zonas por donde no dejan que transiten LAT. Medidas correctoras y compensatorias. Planes de vigilancia ambiental en fase construcción y explotación. Explotación del parque. Operación y mantenimiento. Si la operación y mantenimiento que se realiza es correcto hará que el funcionamiento de todas las turbinas sea el diseñado. Esto lleva implícito un coste que varía en función de qué tipo de mantenimiento se contrate. Gestión de la explotación. En función de la explotación que se realice (sobreexplotar las turbinas o no), tendrá unos costes y unos resultados de explotación asociados. Esta explotación será función directa del mantenimiento que se realice. Disponibilidad técnica y energética. Nos da la relación de lo que funciona o produce la turbina frente a lo que podría funcionar o producir. Calidad de la energía (mecanismos y estrategias para dar cos fi=1 en ST). Seguros. Impuestos. Tramitación. Tasas y licencias de obras. Visados. Retrasos en la tramitación. Financiación. Esquema de recursos. Tipos de interés. UNIVERSIDAD SIMÓN BOLIVAR (CARACAS)




Gestión de terrenos. Titularidad de los terrenos Forma de ocupación (compra, alquiler, cánon)





COSTES DE UN PROYECTO EÓLICO EN ESPAÑA Caso tipo en Revista Energía, edición especial Energía Eólica 2003 Parque de 25 MW Línea de 10 km de 132 kV Máquinas de potencia media de 800 kW Vida útil 20 años Horas equivalentes 2350 INVERSIÓN Evaluación recursos eólicos

175

6%

Ingeniería, licencias, permisos

910

Aerogeneradores

16.185

75 %

Obra Civil

1.305

6%

Infraestructura eléctrica

3.040

14 %

Terrenos (alquiler)

118

16 % 0,2 c€/kWh

Operación y Mantenimiento

420

57 % 0,71 c€/kWh

Gestión y Administración

96

13 % 0,16 c€/kWh

Seguros e impuestos

103

14 % 0,18 c€/kWh

Línea evacuación

EXPLOTACIÓN Aeros 87 %.

Explotación son aproximadamente 737.550 Euros, es decir, 3,4 % de la inversión, 20 % de la facturación o 1,25 c€/kWh O&M Aerogeneradores: personal 25 %; repuestos 55 %; consumibles 20 %





ESTUDIO DE PLATAFORMA EÓLICA EMPRESARIAL DE ENERO 2005





De Síntesis, se utilizan datos del activo y del pasivo. Los más usuales son: De equilibrio financiero a corto plazo (de liquidez, de tesorería inmediata, de tesorería ordinaria) De equilibrio financiero a largo plazo (de capital propio inmovilizado, de capital propio en circulante, ratio de garantía, de financiación del inmovilizado Ratios de apalancamiento (Ratio de endeudamiento a corto plazo, a largo plazo, ratio de endeudamiento total)

Beneficio Beneficio operativo – el derivado de la actividad de la empresa, sin incluir los costes financieros Beneficio neto – incluyendo los costes financieros Beneficio después de impuestos Flujos de caja = Beneficio - Amortización Recursos : Propios, aquellos que no han de devolverse nunca y Ajenos los que serán exigidos antes o después. Las fuentes de recursos propios son las aportaciones de los socios y la retención de beneficios o autofinanciación. También se puede hablar de recursos Externos o Internos. Excepto la autofinanciación, todos son externos, es decir, externos a la empresa, captando el ahorro de otros (incluyendo el de los socios). Costes: pueden ser fijos o variables, según varíen o no con el volumen de producción. Los costes fijos pueden ser de inactividad o de puesta en marcha. Rentabilidad: es la relación entre los beneficios obtenidos y los fondos aplicados para obtenerlos. Cabe distinguir entre beneficio operativo (económico, de explotación o bruto) BE, que es el generado por los activos de la empresa, es decir, por sus inversiones beneficio neto BN, que es el beneficio que queda a los propietarios de la empresa una vez deducidos del beneficio económico los intereses de las deudas. Rentabilidad operativa (económica o bruta) RE es la rentabilidad de sus activos, es decir, el beneficio generado por cada unidad de activo UNIVERSIDAD SIMÓN BOLIVAR (CARACAS)




Rentabilidad por dividendos , es el cociente entre el dividendo anual y el importe desembolsado por acción

Flujo de caja: la diferencia entre el cobro generado por la inversión y los pagos que esa inversión requiere. No es igual que beneficio (es diferencia entre cobros y pagos, y no de ingresos y gastos) Plazo: 18 meses es corto. Hasta 5 años es medio y a partir de ahí, largo. Otro criterio es que el pasivo a corto plazo es el que financia el activo circulante





MÉTODOS DE SELECCIÓN DE INVERSIONES: ESTATICOS, DINÁMICOS, COSTES DURANTE VIDA ÚTIL MÉTODOS ESTÁTICOS Plazo de recuperación (payback) Flujo total por unidad monetaria comprometida Flujo medio anual por unidad monetaria comprometida Comparación de costes MÉTODOS DINÁMICOS Tasa de descuento: una cantidad es diferente a la que será dentro de 2 años por: Lo que genera estando en un banco (i). El tipo de interés libre de ri esgo sería el que proporciona el Tesoro Público Inflación (g) A ello habría que sumar el riesgo La tasa de descuento recoge estos dos elementos : k= i+g+ig Rentabilidad aparente: la que se obtiene sin inflación Rentabilidad real: la que considera inflación (siendo k la rentabilidad esperada y g la inflación): i =

k − g 1 + g

Rentabilidad requerida: una rentabilidad debe rentar el mayor de los 3 valores: El resultado de añadir el tipo puro, más la inflación más el riesgo El coste del capital o de la financiación La rentabilidad esperada de una inversión alternativa con el mismo nivel de riesgo





Valor Actual es el equivalente en el momento actual de todos los flujos de caja asociados una inversión VA =

Q1 (1 + k )

+

Q2 (1 + k )

2

+

Q3 (1 + k )

3

+

Q4 (1 + k )

4

+ ... +

Qn (1 + k ) n

VAN Valor Actual Neto de una inversión es la diferencia entre el valor actual y su desembolso inicial Análisis de una inversión desde el punto de vista económico: se considera únicamente desembolso inicial, flujos de caja y el riesgo. Todo lo demás debe poder ser convertido en ello. VAN = − A +

Q1 (1 + k )

+

Q2 (1 + k )

2

+

Q3 (1 + k )

3

+

Q4 (1 + k )

4

+ ... +

Qn (1 + k ) n

TIR Tasa Interna de Rentabilidad (tipo de rendimiento interno, tasa de retorno, rentabilidad) de una inversión es el tipo de descuento r que hace que su valor actual neto sea igual a 0. − A +

Q1 (1 + r )

+

Q2 (1 + r ) 2

+

Q3 (1 + r )3

+

Q4 (1 + r ) 4

+ ... +

Qn (1 + r ) n

=0

Periodo de Retorno con descuento es el tiempo es el período de tiempo que tarda en recuperarse en términos actuales el desembolso inicial de una inversión. La principal debilidad de este concepto es que no tiene en cuenta los flujos posteriores. Se centra en determinar la liquidez que se origina con una inversión, y no su rentabilidad. Tasa de Valor Actual – es el valor actual neto que se obtiene con una inversión por cada unidad monetaria comprometida T =

VAN A

Indice de Rentabilidad (coeficiente beneficio/coste) es el cociente entre el valor actual de todos los cobros generados por el proyecto y todos los pagos que requiere, incluyendo el desembolso inicial. La inversión es realizable cuando es mayor de 1





LOS COSTES MEDIOS DE GENERACIÓN DURANTE LA VIDA ÚTIL (LEVELIZED COSTS) Este método descuenta las series temporales de los diferentes costes (inversión; operación y mantenimiento; combustible; etc) y los trae a valores reales en un año base concreto (al momento actual, por ejemplo) aplicando una tasa de descuento. Los costes de inversión deben incluir todos los costes relacionados con la instalación y también los asociados al tr ansporte de la energía. El coste de generación durante la vida útil es el coste promedio unitario de la electricidad expresado en pesetas por kWh que debería pagarse por cada unidad de energía producida de forma que se compensaran todos los costes asociados a la instalación durante toda su vida útil teniendo en cuenta el valor del dinero en cada momento. Este método permite la comparación económica de diferentes tipos de instalaciones que generan un mismo producto, aunque sus tecnologías sean diferentes. Además, permite llevar a cabo análisis de sensibilidad de los diferentes parámetros que deben considerarse en el funcionamiento de una instalación. La fórmula utilizada para calcular estos costes es: LEGC = Σt[(Ιnvt + Ο&Μt + Combustiblet)x(1 + r)-t]/Σt[Elec.t(1 + r)-t] Siendo: Invt

LEGC = Coste promedio de generación de electricidad durante la vida útil en ptas/kWh = inversión en el año t en ptas/kW (incluyendo intereses durante la construcción y todos los elementos auxiliares e infraestructura eléctrica), O&Mt = bien como coste fijo (ptas/kW) o variable (ptas/kWh) - costes de operación y mantenimiento al año Combustible = costes del combustible en el año t en ptas/GJ Elec.t = Electricidad generada en el año t (GWh) r = tasa de descuento Σt

= sumatorio en el periodo t de todos los costes de la planta





Apalancamiento financiero: es la incidencia que tienen las variaciones del beneficio operativo sobre el beneficio financiero o beneficio neto como consecuencia del endeudamiento. El coeficiente de apalancamiento financiero es la relación entre el tanto por 1 de variación del beneficio neto y la proporción de modificación del beneficio económico que genera esa variación. Es la elasticidad del beneficio neto con respecto al beneficio operativo. Como los intereses no son negativos, el coeficiente de apalancamiento es siempre superior a la unidad (sería igual a la unidad cuando los gastos financieros fueran 0). Ante una variación del beneficio operativo, el beneficio que queda para los propietarios se modificará en una proporción tanto mayor cuanto mayor sea el apalancamiento financiero de la empresa. A este se añade el apalancamiento operativo, que es el producido por la proporción entre costes fijos y variables (no financieros). El apalancamiento combinado. Las empresas que tienen una estructura económica basada en grandes inversiones en inmovilizado se enfrentan a un riesgo económico mayor que las que pueden ajustar más fácilmente de acuerdo con la coyuntura de ventas, aunque eso les suponga unos costes variables más elevados. Si las ventas crecen, el beneficio operativo aumenta en una proporción tanto mayor cuanto mayores sean los costes fijos. Sin embargo, si las ventas se reducen, la proporción de reducción del beneficio también será más elevada cuanto mayores sean las cargas de estructura. Ratio de Cobertura del Servicio de la Deuda (RCSD) mide la capacidad de un proyecto para generar flujos de caja suficientes para devolver la deuda en el ejercicio. Considera el CFL libre antes del Servicio de la Deuda: Ingresos netos, Resultados extraordinarios, gastos de explotación, Impuesto de Sociedades, Inversiones, necesidades de circulante, coste de líneas de financiación adicionales e ingresos financieros del Fondo de Reserva. Servicio de la Deuda: Amortización de la deuda Senior y Costes financieros de la Deuda Senior

NOTA: Conceptos generales de economía y finanzas extraídos de “Economía de la empresa (Introducción). Autor: Eduardo Pérez Gorostegui)





ESQUEMA DE FINANCIACIÓN DE UN PROYECTO EÓLICO Esquemas generales de financiación FINANCIACIÓN CORPORATIVA o a BALANCE parte del análisis del balance y precisa de garantías. Suele ser más barata y más rápida de formalizar y no necesita de supervisión del proyecto por parte de entidades financieras FINANCIACIÓN A PROYECTO, parte del análisis del flujos de caja y la estabilidad de la actividad, siendo accesorias las garantías Devolución basada en la capacidad futura de generar Flujos de caja del negocio, no en el valor del inmovilizado ni en las garantías de los socios promotores. Requiere predictibilidad y estabilidad del flujos de caja. Permite un elevado apalancamiento financiero, financiación a largo plazo, con largos plazos de amortización y calendario en función del ritmo de generación del flujos de caja del proyecto. Precisa de una exhaustivo análisis de riesgos y mitigación contractual de los mismos, diseño a medida, importancia del Due Dilligence (económico, legal, medioambiental, técnico) y un seguimiento directo del riesgo después de la financiación y un marco legal estable. Sectores susceptibles de PF: Energía, tratamiento de residuos, aguas (abastecimiento, tratamiento), vías de comunicación (autopistas, túneles, puentes, infraestructura ferroviaria), telecomunicaciones, servicios (hospitales, universidades, funerarias), ocio (parques temáticos), parkings, hoteles, centros comerciales, buques, aviones, transportes urbanos .... La PF considera un cierto nivel de autofinanciación, puede considerar subvenciones, obligaciones. La política de dividendos tiene una importancia crucial. La estructura típica considera: Inversión en activo fijo 100 Capital + Reservas 16 Circulante 10 Deuda subordinada 10 IVA 16 Deuda Senior 90 Fondo de reserva 6 Deuda IVA 6 Ratio apalancamiento: (Deuda Senior – Fondo de Reserva) / (Deuda Senior + (C+R) + Deuda Subordinada) = 72 %





El análisis del riesgo es fundamental. En el caso de un proyecto eólico, se debe considerar: Construcción - mediante contrato llave en mano Viento- auditoría técnica Curva de potencia de la máquina – garantía tecnólogo Disponibilidad de la máquina – garantía tecnólogo Tarifa eléctrica – PPA / Marco Legal Gastos de Operación y Mantenimiento – contrato O&M Gestión – contrato de gestión Medioambiental – concesión / Due Dilligence Cancelación de licencias y concesiones – Marco legal La ocupación de los terrenos Devolución IVA – Due Dilligence Tipos de interés – contratos de cobertura Fuerza Mayor – seguros La Financiación a Proyecto tiene como ventajas: Alarga los plazos de financiación Mayor apalancamiento del proyecto Recurso limitado a los socios Minimización del riesgo Diversifica los riesgos Se contabiliza fuera del balance En el sector eólico, la financiación se está produciendo mayoritariamente mediante financiación a proyecto, con ratios de apalancamiento que generalmente están en la proporción de 80 % de recursos ajenos, 20 % de recursos propios. UNIVERSIDAD SIMÓN BOLIVAR (CARACAS)




ANÁLISIS DE VIABILIDAD DE UN PROYECTO EÓLICO Para el parque eólico descrito en el apartado de gastos, se obtiene Potencia 25 MW Producción media anual 58,75 GWh/año Vida útil 20 años Inversión 21.715 K€ Precio venta energía 6,2777 pts/kWh Gastos explotación 1,25 c€ Inflación 2% Período amortización 20 años IVA 16 % ISO 35 % Tasa descuento real 7,5 % Recursos propios 20 % Subvención 0 Tipo interés crédito 6% Plazo amortización 12 años Se obtiene TIR 11,38 % VAN 2.219,4 K€ Payback 9,8 años





Si se acomete la inversión con 100 % de recursos propios, se obtiene TIR 6,23 % Payback 10,4 años LA inversión es extremadamente sensible a la producción, muy sensible al precio de venta de la energía y la inversión Sensible a la duración del préstamo, explotación, proporción de recursos propios y tipo de interés del préstamo Poco sensible a la inflación (si no supera el 4 %) Analizado este caso con la herramienta RetScreen se obtiene un TIR de 13,3 % y un Coste Promedio de generación de energía (LEC) de 2,99 c€

Coger modelo accesible gratuitamente en http://retscreen.gc.ca/ang/menu.html. RetScreen es una organización canadiense que ha desarrollado un modelo de evaluación de proyectos renovables en colaboración con la NASA y con UNEP.





CASO PRÁCTICO DE CÁLCULOS FINANCIEROS MEDIANTE LA HERRAMIENTA RETSCREEN




Parques Eólicos (Septiembre 2005) Wind Turbine Characteristics Wind turbine rated power Hub height Rotor diameter Swept area Wind turbine manufacturer Wind turbine model Energy curve data source

-

Estimate 750 50,0 51 2.003 Lagerwey Windturbine LAGERWEY 50/750 User-defined

Wind speed (m/s) 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25

Power curve data (kW) 0,0 0,0 0,0 0,0 11,0 40,0 85,0 147,0 229,0 334,0 465,0 626,0 730,0 750,0 750,0 750,0 750,0 750,0 750,0 750,0 750,0 750,0 750,0 750,0 750,0 750,0

kW m m m²

Wind Turbine Production Data


Energy curve data (MWh/yr)

837,0 1.399,0 1.996,0 2.564,0 3.070,0 3.502,0 3.818,8 3.607,1 3.001,8 2.431,4 1.969,5 1.575,6 1.260,5 1.008,4 806,7 645,4 580,8 522,7 470,5 423,4 0,0




Wind Energy Project Cumulative Cash Flows 25 MW, UPM Year-to-positive cash flow 12,5431 yr

IRR and ROI 13%

Net Present Value EUR 2432425,524

14.000.000

12.000.000

10.000.000

) R U E ( s w o l F h s a C e v i t a l u m u C

8.000.000

6.000.000

4.000.000

2.000.000

0 0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

(2.000.000)

(4.000.000)

(6.000.000)

Years





ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD MEDIANTE COSTE MEDIO DE GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD DURANTE LA VIDA ÚTIL Si analizamos el comportamiento del coste medio del proyecto medio en España. con respecto a los siguientes parámetros Factor de capacidad c€/kWh variación

24,1 3,51 17,4%

26,8 2,99

29,5 2,56 -14,4%

32,2 2,21 -26,1%

Tasa de descuento c€/kWh variación

8,25 3,09 3,3%

7,5 2,99

6,75 2,89 -3,3%

6 2,8 -6,4%

O&M c€/kWh variación

-10% 2,82 -5,7%

2,99

10% 3,16 5,7%

20% 3,33 11,4%

Inversión c€/kWh variación

-10% 2,57 -14,0%

2,99

10% 3,41 14,0%

20% 3,83 28,1%

Vida útil c€/kWh variación

22 años 3,09 3,3%

18 años 2,89 -3,3%

16 años 2,8 -6,4%


20 años 2,99




ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD DEL TIR Si analizamos el comportamiento del TIR del proyecto medio en España. con respecto a los siguientes parámetros Factor de capacidad TIR, % variación

24,1 8,9 -33,1%

O&M TIR, % variación

-10% 14,7 10,5%

Inversión TIR, % variación

-10% 18,3 37,6%

Vida útil TIR, % variación

22 años 13,6 2,3%

Precio de venta TIR, % variación

-10% 9,7 -27,1%


26,8 13,3

29,5 18,0 35,3%

32,2 22,9 72,2%

13,3

10% 12 -9,8%

20% 10,6 -20,3%

13,3

10% 9,6 -27,8%

20% 6,8 -48,9%

15 años 12,8 -3,8%

10 años 11,1 -16,5%

10% 19,5 46,6%

20% 25,7 93,2%

20 años 13,3

13,3




ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD DEL VAN Si analizamos el comportamiento del VAN del proyecto medio en España. con respecto a los siguientes parámetros Factor de capacidad VAN, M€ variación

24,1 611,00 -74,9%

26,8 2432,00

29,5 4253,00 74,9%

32,2 6076,00 149,8%

Tasa de descuento VAN, M€ variación

8,25 1996,00 -17,9%

7,5 2432,00

6,75 2920,00 20,1%

6 3466,00 42,5%

O&M VAN, M€ variación

-10% 2849,00 17,1%

2432,00

10% 1843,00 -24,2%

20% 1285,00 -47,2%

Inversión VAN, M€ variación

-10% 3850,00 58,3%

2432,00

10% 1015,00 -58,3%

20% -403,00 -116,6%

Vida útil VAN, M€ variación

22 años 2691 10,6%

18 años 2006,00 -17,5%

16 años 1115 -54,2%

Precio venta VAN, M€ variación

-10% 97,00 -96,0%

10% 4845,00 99,2%

20% 7219,00 196,8%


20 años 2432,00

2432,00




RESUMEN SOBRE EL DESARROLLO DE UN PROYECTO EÓLICO DESDE LA IDENTIFICACIÓN DEL EMPLAZAMIENTO HASTA LA PUESTA EN MARCHA CRITERIOS BÁSICOS DE SELECCIÓN DE EMPLAZAMIENTOS Elevada velocidad media Orientación favorable Balance de otros factores: disponibilidad de terreno, costes de infraestructuras, efectos ambientales, ... FASES Selección de Emplazamientos 1. Prospección eólica a gran escala 2. Evaluación a media escala 3. Selección preliminar emplazamientos 4. Visita emplazamientos y tramitación permisos para medición Estimación de Recurso 5. Muestreo de lugares favorables (medición) 6. Evaluación del potencial eólico del emplazamiento 7. Obtención de mapas de isoventas y de producción con diferentes modelos de aerogenerador 8. Análisis de viabilidad desde el punto de vista energético de cada aerogenerador Proyecto 9. Determinación de configuración de parque eólico 10. Análisis de viabilidad técnico-económica 11. Proyecto Básico 12. Solicitud de inscripción provisional en Registro de Productores en Régimen Especial UNIVERSIDAD SIMÓN BOLIVAR (CARACAS)


Caso Practico Proyecto Eolica

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