Financiación de Un Parque Eólico

7 1 1 1 6 1 0 2 , 7 1 0 2 6 1 0 2 , 4 a / r o s e f o r P , s e n o i s r e v n I e d n ó i c a u l a v E , o r e i c n a n i F o t n e i m a r o s e s A y n ó i c c e r i D n e o i r a t i s r e v i n U r e t s á M l e n e r a z i l i t u a r a p s a d a z i r o t u a s a i p o c 3 9 s a l e d a n u s e o t n e m u c o d e t s E

F-886 Enero de 2013

Project finance : financiación de un parque eólico

«En esto, descubrieron treinta o cuarenta molinos de viento que hay en aquel campo, y así como don Quijote los vio, dijo a su escudero: “La ventura va guiando nuestras cosas mejor de lo que acertáramos a desear; porque ves allí, amigo Sancho Panza, donde se descubren treinta o pocos más desaforados gigantes, con quien pienso hacer batalla y quitarles a todos las vidas, con cuyos despojos comenzaremos a enriquecer […] »

Miguel de Cervantes, Don Cervantes, Don Quijote, Quijote, capítulo VIII

Descripción Descripción del proyecto «Imagina que montamos los molinos. En cuanto sople el viento, el negocio estará en marcha». A comienzos de 2002, Jakub Bujok, un analista financiero apasionado por las energías renovables, tuvo la idea de construir y explotar un parque eólico en Pomerania, una región costera en el norte de Polonia. Jakub intentó convencer a su amigo Lukasz Dzienisz de que se asociara con él. Los dos formarían el equipo perfecto para llevar a cabo el proyecto. Eran amigos desde la universidad, cuando se conocieron en la Escuela Escuela de Negocios Negocios de Varsovia, Varsovia, en Polonia. Jakub poseía un vasto conocimiento del sector energético, especialmente de las energías energías renovables, y Lukasz Lukasz poseía el espíritu emprendedor. emprendedor. Sus amigos habían dado al dúo el sobrenombre de «los don Quijotes» Quijotes» debido a su afición por los molinos molinos de viento. viento.

Caso preparado por el Profesor Marian Moszoro, como base de discusión en clase y no como ilustración de la gestión, adecuada o inadecuada, de una situación determinada. Enero de 2013. Copyright © 2013 IESE. Copyright de esta traducción © 2013 IESE. Para pedir copias de este documento diríjase a IESE Publishing a través de www.iesep.com, escriba a [email protected], envíe un fax al +34 932 534 343 o llame al +34 932 534 200. No está permitida la reproducción total o parcial de este documento, ni su tratamiento informático, ni la transmisión de ninguna forma o por cualquier medio, ya sea electrónico, mecánico, por fotocopia, por registro o por otros medios. Última edición: 3/5/13 1


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El marco regulador en Polonia era favorable. La normativa sobre energía publicada por el Ministerio de Economía en diciembre del año 2000 obligaba a que, a partir de 2001, el 2,4% de la energía producida en todas las centrales proviniera de fuentes alternativas (ya fuera producida por la propia central o adquirida a centrales independientes). Esta cuota debía incrementar anualmente hasta alcanzar el 7,5% en 2010. El objetivo de la Comisión Europea era que, para el año 2020, entre el 12 y el 15% de la energía se produjera a partir de fuentes alternativas. Según la Oficina Reguladora de la Energía de Polonia, las energías renovables suponían el 1,91% de toda la energía producida en el año 2000, y la mayoría provenía de una sola central hidroeléctrica sita en Wloclawek (véase el Anexo 1). El Gobierno preveía que las fuentes alternativas de energía alcanzarían el 7,8% del total del balance energético para 2010 y el 14% para 2029, del cual más de un tercio provendría de la energía eólica. Jakub y Lukasz querían aprovechar esta oportunidad, así que decidieron construir un parque eólico con 10 aerogeneradores para un total de 20 MW (megavatios) de potencia nominal instalada en la región de Pomerania, uno de los lugares más idóneos en Polonia para este tipo de negocio (véase el Anexo 2 para un mapa eólico). La inversión era un típico ejemplo de Project Finance: – Era relativamente elevada: superior a los 20 millones de euros. – La mayor parte de la financiación provendría de deuda a largo plazo. – El pago de la deuda se basaría en los flujos de caja proyectados. – Una sociedad instrumental (SI) con recurso limitado a los accionistas llevaría a cabo el proyecto.

El desarrollo de la energía eólica El viento se ha aprovechado como fuente de energía durante siglos. Primero, los molinos de viento se usaron para moler grano y bombear agua. Y durante el siglo XX la energía eólica se usó extensamente, hasta que la invención de la máquina de vapor eclipsó su popularidad. Charles Brush inventó el primer generador de energía eólica en el invierno de 1887-1888. Era un rotor de 17 metros de altura capaz de producir 12 kW (kilovatios) de potencia. Unos años después, Poul la Cour (1846-1908) descubrió que los rotores con menos palas eran más eficientes a la hora de generar electricidad. Utilizó la energía eólica en el proceso de electrólisis para producir hidrógeno, que usaba después para iluminar el instituto en el que enseñaba ciencias naturales. Johannes Juul, que había sido alumno de Poul la Cour, construyó el primer aerogenerador comercial en la costa de Gedser, en Dinamarca, en 1957. Su turbina de 200 kW tenía tres palas, un buje giratorio y otras características similares a las de las turbinas modernas. Durante la década de los sesenta, sólo algunos excéntricos aficionados construían parques eólicos. Los modelos más populares eran las turbinas de tres palas, que generaban hasta 15 kW. En los años ochenta, la industria de los aerogeneradores comenzó a tomar forma

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IESE Business School-Universidad de Navarra



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como tal. Una central danesa lanzó una iniciativa para construir una turbina de 660 kW. Era una empresa complicada que presentaba numerosas dificultades técnicas (como la resistencia mecánica o la elección de materiales) y problemas económicos (tenía que ser rentable). En los años noventa, finalmente se introdujeron aerogeneradores eficientes. Los modernos producen unos cuantos megavatios, y el mayor es el Enercon E-112, que alcanza los 4,5 MW en una torre de contención estándar de 124 metros. Los aerogeneradores modernos consisten en un buje y un rotor montados sobre una torre. El rotor es la parte más importante de la estación: convierte la energía eólica en energía mecánica. Está situado sobre un eje especial construido con fibra de vidrio reforzada. El rotor normalmente gira a una velocidad de entre 15 y 20 rpm (revoluciones por minuto); sin embargo, un generador asíncrono típico funciona a 1.500 rpm. Por tanto, se usa un multiplicador para incrementar la velocidad de rotación. Los rotores de tres palas son los más comunes. Las palas están hechas con fibra de vidrio reforzada con poliéster. El sistema cuenta con microprocesadores que hacen girar las palas sobre los ejes longitudinales para asegurar un ajuste continuo que mantenga los ángulos de las palas en una posición óptima en relación con el viento dominante. El buje debe ser también capaz de girar 360 grados sobre su eje para poder oponer resistencia al viento. Por tanto, en lo alto de la torre hay un rotor especial con un engranaje dentado para el buje. Éste contiene también un transformador de potencia, rodamientos y un freno para detener la turbina en caso de avería. El Anexo 5 muestra las especificaciones técnicas de una turbina Vestas V80-2.0 MW. Dinamarca se había convertido en el país europeo líder en la producción de energía eólica. En el año 2002 se inauguró un parque eólico en el suroeste de Jutland, con 80 aerogeneradores para un total de 160 MW. Era el más grande de Europa. En ese momento, el 12% de la energía producida en Dinamarca provenía del viento. El principal factor para el éxito danés fue una elaborada estrategia gubernamental para el uso de las renovables. Dinamarca contaba con más de 6.000 aerogeneradores, muchos de los cuales estaban instalados en altamar; las turbinas situadas en el mar eran un 50% más eficientes que las que estaban en tierra firme. Por otro lado, Alemania tenía la mayor planta de energía eólica: casi 6.000 MW en 2002. Otros países europeos con una gran capacidad eólica en su balance energético eran el Reino Unido (4.000 MW), España (2.000 MW) y los Países Bajos (1.500 MW). En Polonia, la construcción de parques eólicos despegaba lentamente. La mayoría de los proyectos los desarrollaban inversores extranjeros y se localizaban en el noroeste del país debido a la idoneidad de las condiciones del viento. Según los expertos, Polonia disponía de unas condiciones ideales para convertirse en un «monstruo de la energía eólica». El Anexo 3 muestra los parques eólicos existentes y previstos a partir de 2002. Los principales fabricantes de aerogeneradores eran Vestas y NEG Micon, ambos daneses, junto con el fabricante español Gamesa. Estas tres compañías controlaban alrededor del 50% del mercado de los aerogeneradores, aunque las empresas chinas estaban ganando cuota de mercado. En Polonia había dos fabricantes importantes: GTB-Solaris (Varsovia) y Nowomag (Nowy Sacz). Según las estimaciones sobre emisiones, un aerogenerador en funcionamiento podría reducir las emisiones anuales de dióxido de carbono (CO 2) en 714 toneladas; las de dióxido de azufre


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(SO2), en 4,8 toneladas; y las de óxido nítrico (NO x), en 1,6 toneladas. Sin embargo, algunos ecologistas estaban en contra de los parques eólicos. Afirmaban que destruían el paisaje y que causaban contaminación acústica. El nivel de ruido producido por una turbina Vestas V80 podía alcanzar hasta 92 dB(A) con una velocidad del viento de 4 m/s, y hasta 109 dB(A) con una velocidad de 12 m/s (para que sirva como ejemplo, 100 dB(A) es similar al ruido producido por una avioneta). El ruido molestaba a la gente que vivía en un radio de medio kilómetro de las turbinas. Según los ecologistas, las más afectadas serían las aves, ya que sus trayectorias de vuelo se verían perturbadas. Debido a estas razones, en algunas zonas se crearon asociaciones en contra de los parques eólicos.

Participantes en el proyecto Los participantes eran los siguientes: 



Jakub Bujok y Lukasz Dzienisz: los promotores; es decir, los accionistas encargados de la gestión del proyecto. SI: creada específicamente para la inversión; es decir, para construir, poseer, operar y pagar la deuda con el flujo de caja generado por el parque eólico.



Central Eléctrica de Koszalin: adquirente de la energía generada por el parque.



BRE Bank: principal prestamista.





EkoFundusz: fondo para el medioambiente patrocinado por el Gobierno que subvencionaba proyectos ecológicos mediante el banco público BOS Bank. Vestas Wind System: empresa contratista.

El Anexo 7 muestra la estructura del proyecto. El principal elemento era la carta de intención –un documento no vinculante que perfila un acuerdo entre los promotores y la central eléctrica antes de finalizar el acuerdo a largo plazo de compra de energía (Power Purchase Agreement – PPA) entre la SI y la central–. Las partes acordaban, respectivamente, proveer y adquirir energía a un precio pactado durante un periodo de 10 años. Los prestamistas consideraron la carta de intención como garantía.

Viabilidad técnica y financiera del proyecto Los parques eólicos llevan la energía al punto nodal de alta tensión más cercano. Desde allí se transmite a la central eléctrica que ha firmado el acuerdo. Las centrales eléctricas venden energía a los distribuidores, quienes, a su vez, se la venden a los usuarios finales: hogares o empresas. Los aerogeneradores tienen requisitos específicos en cuanto al terreno: éste debe ser de cinco a ocho veces el diámetro del rotor entre torres; es decir, entre 400 y 600 metros para las turbinas Vestas V80 (véase el Anexo 5 para el tamaño de estas turbinas). Reducir la distancia entre las torres perjudicaría la eficiencia del parque eólico. Jakub y Lukasz calcularon que

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necesitarían 50 hectáreas, que planeaban comprar a la Agencia de la Propiedad Agraria del Tesoro. En los últimos años, los costes de inversión para la construcción de parques eólicos habían disminuido debido a los avances tecnológicos y a las economías de escala en la producción de turbinas. En España, por ejemplo, la inversión media por megavatio instalado era de 1.750 euros en 1990; diez años después, dichos costes habían caído hasta alrededor de los 1.000 euros. Sin embargo, en los últimos dos o tres años se había producido una considerable desaceleración en la caída de los costes, algo normal en los productos que se encuentran en la fase de madurez comercial. El contratista llevaría a cabo un proyecto llave en mano. El Anexo 6 muestra los costes estimados de la inversión. El tiempo estimado de construcción –desde los cimientos hasta el primer giro del rotor– era de entre ocho y nueve meses.

Fase de explotación Según el Instituto de Meteorología y Gestión del Agua de Polonia, las mejores condiciones para los parques eólicos se encontraban en la costa del mar Báltico, en el norte de Polonia (véase el Anexo 2). Las estimaciones de viento (véase el Anexo 4 para un ejemplo de las medidas del mismo) mostraban la posibilidad de alcanzar los 3.000 MWh (megavatios/hora) al año por cada megavatio instalado. Con 20 MW, el parque eólico que Jakub y Lukasz tenían en mente podría producir alrededor de 60.000 MWh al año. La normativa al respecto exigía a las centrales comprar energía proveniente de fuentes renovables a un precio superior al de la energía convencional. Las centrales se encontraban ante el dilema de adquirir energía más cara de productores de renovables o pagar una multa. Por ejemplo, en el año 2000, el precio medio de la energía eléctrica era de 144 PLN 1/MWh, pero el de los parques eólicos era de 236 PLN/MWh. Jakub y Lukasz asumieron que podrían vender su energía a 230 PLN (63,50 euros) por MWh con base en un acuerdo a largo plazo de compra de energía (PPA). Dependía de ellos la elección de la moneda del contrato –PLN o euros– para mitigar la exposición a los riesgos de cambio con cobertura natural. La energía renovable era más económica en Polonia que en la Unión Europea, así que Jakub y Lukasz asumieron un 2% de indexación anual en el precio contratado. Dividieron los otros costes de explotación en tres categorías: – Gestión del proyecto: calcularon unos honorarios anuales por la gestión de 380.000 euros; los costes de las inspecciones técnicas sumaban 6.700 euros al año por turbina; la garantía del fabricante cubriría los costes de reparación durante los 10 primeros años de explotación. – Seguro contra riesgos de fuerza mayor, daños causados por terceros (por ejemplo, disturbios) y pérdida de ingresos: 1% de la inversión al año a pagar en euros.

1 PLN: zloty , unidad monetaria de Polonia.


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– Impuesto sobre el patrimonio, negociado con el ayuntamiento: 2% de la inversión al año, la tasa más alta y más comúnmente aplicada a pagar en PLN. «Afortunadamente, el viento es aún gratis y libre de impuestos», comentaban irónicamente. «Y el resto de los costes de explotación es insignificante». El periodo de amortización no era uniforme. La legislación fiscal permitía una tasa de amortización del 7% anual (o 15 años) para las turbinas y de un 4% anual (o 25 años) para los bienes inmuebles. El suelo no estaba sujeto a amortización alguna. Según la ley relativa al impuesto sobre sociedades, éste había de reducirse del 28% en 2002 al 24% en 2003 y al 22% a partir del 2004.

El cierre de la financiación Jakub y Lukasz se comprometieron a aportar el 10% de la financiación en efectivo. La cantidad restante tendría que proceder de prestamistas, en forma de leasing, bonos o préstamos de inversión. Los bonos estaban fuera de su alcance debido al tamaño reducido del proyecto. Jakub y Lukasz se decidieron por un préstamo de inversión a largo plazo en el BRE Bank, que ofrecía un préstamo a 10 años de hasta el 60% del total. Podían elegir entre: – Un préstamo con un tipo de interés variable en PLN a WIBOR2 3M + 150–350 puntos básicos; en marzo de 2002, en torno al 12–14% y con tendencia a la baja. – Un préstamo con un tipo de interés fijo en PLN al 9,5%. – Un préstamo con un tipo de interés variable en euros a euríbor 3 3M + 100–300 puntos básicos, en torno al 4,5–6,5%. – Un préstamo con un tipo de interés fijo en euros al 5,85%. Desafortunadamente, EkoFundusz había suspendido la concesión de subvenciones directas. En su lugar, ofrecía un préstamo a 10 años con un tipo de interés preferencial en PLN de hasta el 30% de la inversión al 6,75% (la mitad de la tasa lombarda de referencia en ese momento) y una condonación del 70% una vez que el parque eólico estuviera funcionando a pleno rendimiento. Jakub y Lukasz prepararon el análisis financiero del proyecto. Sabían que los prestamistas primero necesitarían aprobar un «proyecto puro» (flujo de caja libre) antes de analizar cuánta deuda podría soportar el proyecto y cómo estructurarla para que la liquidez de la SI y el pago de la deuda no se vieran en peligro. Los dos eran también conscientes de que, cuando se trataba de financiar proyectos, los bancos analizaban tres indicadores básicos: el ratio de

2 Tasa interbancaria de referencia en Varsovia. 3 Tipo de interés de oferta en el mercado interbancario del euro.

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cobertura de deuda (RCD), el ratio de cobertura de los intereses (RCI) y el ratio de cobertura de la vida del préstamo (RCVPr).4

Los riesgos del proyecto Jakub y Lukasz pasaron a identificar, mitigar y asignar los riesgos del proyecto. Los riesgos asociados con la ingeniería y la finalización del proyecto –incluyendo posibles retrasos a causa de las condiciones meteorológicas (crucial para montar la torre de 80 metros), protestas locales o trámites administrativos– se asignaron al contratista con un acuerdo llave en mano. Las credenciales del contratista se vieron fortalecidas por su experiencia internacional en la gestión de proyectos de parques eólicos. La volatilidad eólica era un riesgo difícil de calcular. Un largo periodo sin viento era improbable, pero períodos con escaso viento eran posibles y podían provocar pérdidas significativas. Jakub y Lukasz planificaban asegurarse contra la escasez de viento con una franquicia deducible de 6.000 MWh; es decir: si la pérdida de energía anual era inferior a los 6.000 MWh, la aseguradora no tendría que pagar nada, pero si la pérdida era superior a 6.000 MWh, se abonaría toda la pérdida. El riesgo de infraestructura estaba relacionado con la instalación de líneas de alto voltaje conectadas a la red eléctrica del país. En concreto, la alta concentración de parques eólicos en la región de Pomerania podría provocar apagones, como había ocurrido en Alemania en 2001. Este riesgo no podía mitigarse, y Jakub y Lukasz sólo contaban con las promesas de PSE –el operador de redes energéticas de Polonia– de mejorar la red en la zona. El riesgo medioambiental –el ruido, la proximidad a una reserva natural y la posible perturbación de la trayectoria de vuelo de valiosas especies de aves– podría mitigarse con el análisis de expertos independientes, que aún debían conseguir. Además, siempre existen riesgos políticos y legales en este sector estratégico de la economía, y éstos son difíciles de mitigar. La normativa ministerial de diciembre de 2000 y el cumplimiento por parte de Polonia de las directivas de la Unión Europea sobre las energías renovables eran los únicos argumentos que validaban la inversión en un parque eólico.

BAIT x (1  Impuestos)

4 El RCD =

Pago del principal





Intereses

Amortizaci ón 

mide la capacidad de una entidad de generar suficiente flujo de caja

Pago del leasing

para cubrir el pago de la deuda (incluyendo los leasings). Un ratio RCD mínimo puede usarse como condición o garantía para un préstamo, cuya violación, en algunas circunstancias, puede considerarse un acto de incumplimiento. El RCI =

BAIT

se usa para determinar con qué facilidad una empresa puede pagar el interés de la deuda pendiente. Cuando

Intereses

el RCI es 1,5 o inferior, su capacidad para cumplir con los intereses puede ser cuestionable. Un RCI inferior a 1 indica que la empresa no está generando suficientes ingresos como para satisfacer los intereses de la deuda. El RCVPr =

Valor actual neto del flujo de caja disponible para el pago de la deuda

, donde el VAN (FCDPD) se mide sólo hasta el tramo

Deuda pendiente en el periodo

de vencimiento de la deuda, ofrece una estimación de la calidad del crédito de un proyecto desde la perspectiva del prestamista. Va desde 1,25 en una infraestructura con un alto grado de apalancamiento hasta 2,5 o más en una transacción de petróleo o gas.


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Jakub y Lukasz planearon asegurar el proyecto contra riesgos de fuerza mayor. Los que no cubría la aseguradora correrían por cuenta de los prestamistas, pero el espectro de siniestros asegurados era tan amplio que el riesgo para aquéllos era mínimo. También existían varios riesgos financieros. El riesgo asociado al tipo de interés se reduciría al fijarlo. El riesgo asociado a los tipos de cambio derivaba del hecho de que los flujos de caja estaban denominados en diferentes divisas. Los ingresos y costes de explotación serían en PLN, pero el repago de la deuda principal estarían denominado en euros. Jakub y Lukasz no mitigaron el riesgo asociado al tipo de cambio con derivados o instrumentos estructurados. En su opinión, este riesgo tendría un efecto limitado en el éxito del proyecto. En los últimos años, el precio de la energía en Polonia había sido similar al de otros países de la Unión, y la privatización y la apertura del sector energético a agentes exteriores aceleraban la convergencia de precios. Dado que el préstamo principal había sido concedido por un sólo banco, no existían riesgos de sindicación. El riesgo de mercado era una preocupación importante. Por un lado, las centrales establecían los precios de las renovables en relación con los precios de la energía proveniente de fuentes convencionales. Por otro lado, según la normativa en materia de energía, para vender energía en el mercado libre –el mercado de ajustes o la nueva Bolsa de Energía– los productores debían prever la oferta de energía con 48 horas de antelación. En palabras de Jakub: «Es como exigir un pronóstico del tiempo cien por cien preciso». Como resultado, la normativa evitó que los parques eólicos participaran en el mercado libre, incrementando así la incertidumbre relacionada con la energía eólica. La Central Eléctrica de Koszalin sería el único adquirente de la energía proveniente del parque eólico. Desgraciadamente para los promotores, aunque la legislación establecía que las centrales estaban obligadas a producir o comprar energía renovable, no especificaba de qué fuentes renovables (por ejemplo, minihidroeléctrica, solar, geotérmica, biomasa o biocombustibles). En caso de incumplimiento del contrato, el parque eólico podría vender energía a otras centrales más lejanas (en Varsovia, por ejemplo), pero esta opción podría añadir incertidumbre asociada a los costes de conexión y transmisión a través de la red. En cuanto a los riesgos de explotación, el riesgo tecnológico se asignó al fabricante de turbinas mediante garantías. Los aerogeneradores eran una tecnología madura, y la probabilidad de cambios disruptivos (por ejemplo, turbinas mucho más eficientes) era baja. Finalmente, los parques eólicos no necesitaban apenas personal, así que los riesgos asociados al factor humano eran mínimos. Dado que los costes de funcionamiento eran insignificantes, Jakub y Lukasz no sentían la necesidad de mitigarlos.

La bancabilidad del proyecto En marzo de 2002, el proyecto sufrió ciertos retrasos. Después de varias reuniones, los representantes del BRE Bank se mostraban cada vez más reacios a conceder el préstamo, y el tiempo iba pasando sin que hubiera progresos. La primavera era la mejor estación para comenzar a construir el parque eólico y un retraso de apenas unas semanas en el cierre de la financiación podría detener el proyecto durante todo un año.

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Jakub y Lukasz estaban buscando formas de convencer a los banqueros. Sabían que en la financiación de proyectos los bancos se mostraban escépticos ante cualquier suposición que sonara demasiado optimista. Teniendo eso presente, hicieron un nuevo análisis de sensibilidad de los ratios financieros clave y comprobaron si todos los riesgos se habían asignado y mitigado correctamente. «¿Quién es aquí “don Quijote"? Nosotros no queremos derribar los molinos de viento: ¡queremos construirlos!».


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Anexo 1 Cuotas estimadas de energía proveniente de fuentes renovables y no convencionales en 2000 Energía proveniente Energía proveniente de fuentes de fuentes renovables (no renovables incluye Wloclawek)

Energía proveniente de fuentes renovables en 2000 (MWh) Energía total producida en 2000 (MWh) Cuota de energía proveniente de fuentes renovables en 2000

1.922.761

1.130.031

100.416.577

100.416.577

1,91%

1,13%

Fuente: estudio conducido por la Oficina Reguladora de la Energía en 2001, www.elektrownie-wiatrowe.or.pl

Anexo 2 Áreas eólicas en Polonia

Excelente Muy buena Buena Pobre Mala

Fuente: Instituto de Meteorología y Gestión del Agua de Polonia; mapa basado en observaciones hechas entre 1971 y 2000.

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Anexo 3 Parques eólicos existentes y previstos en Polonia (2002) Ubicación

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16

Número de Potencia por Potencia por Fabricante estaciones estación (kW) parque (kW) de turbinas

Lisewo Swarzewo Zawoja Krawczyn Wrocki Kwilicz Slup Rembertów Starbiewo Swarzewo Rytro Cisowo Rymanów Nowogard Barzowice Cisowo Zagórze (en construcción)

1 1 1 1 1 1 1 1 2 1 5 2 1 6 9 15

Total

49

150 95 160 160 160 160 250 250 600 160 130 1.601 255 850 2.000 2.000

150 95 160 160 160 160 250 250 1.200 160 660 320 255 5.100 18.000 30.000

Nordtank Folkecenter Nowomag Nowomag Nowomag Nowomag Lagerwey Nordex Tacke Nowomag Seewind Nowomag Vestas Vestas Vestas Vestas

Cliente

Central Eléctrica de Zarnowiec Energa Gdansk Privado Privado Municipal Municipal Van Melle Poland Privado Westwind Poland Privado Privado Municipal Municipal Privado Privado Wolin North

Año

1991 1991 1995 1995 1996 1997 1997 1997 1997 1994 1999 2000 2000 2001 2001 2003

57.080

Fuente: energiazwiatru.w.interia.pl

Anexo 4 Ejemplos de medición del viento Temperatura del aire (ºC)

Dirección del viento

Dirección del viento

Velocidad del viento (m/s)

Fuente: www.vistadatavision.com


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Anexo 5 Turbina Vestas V80-2.0 MW: descripción técnica

1

Controlador del buje

6

Multiplicador

11

Transformador de alto voltaje (6-33 kW)

16

Base del mecanismo

2

Cilindros de paso

7

Freno de disco mecánico

12

Aspa

17

Engranajes de giro

3

Buje

8

Grúa de servicio

13

Rodamiento del aspa

18

Disco de acoplamiento compuesto

4

Eje principal

9

Controlador superior con convertidor VMP

14

Sistema de bloqueo del rotor

19

Generador OptiSplip ®

5

Refrigerador de aceite

10

Sensores ultrasónicos

15

Unidad hidráulica

20

Refrigerador de aire para el generador

Especificaciones

Multiplicador

Especificaciones operativas Potencia nominal: 2.000 kW Velocidad de activación: 4 m/s Velocidad nominal: 16 m/s Velocidad de desactivación: 25 m/s Tipo de viento: IEC IA y IEC IIA Temperatura de funcionamiento: Turbina estándar: –20 a 40 °C Turbina de baja temperatura: –30 a 40 °C

Tipo: planetario de tres etapas/helicoidal

Diámetro: 80 m Área de barrido: 5.027 m 2 Revoluciones nominales: 16,7 rpm Intervalo operativo: 10,8-19,1 rpm Freno aerodinámico: hélice completa abanderada con cilindros de tres pasos

Electricidad

Regulación de la potencia

Frecuencia: 50-60 Hz Tipo de generador: de 4 polos con doble alimentación, colectores

Con velocidad variable

Fuente: www.vestas.dk

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Rotor



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Anexo 6 Coste de la inversión (en miles de euros) Coste por unidad

Turbinas Terreno (hectáreas) Conexión a la red Planificación y diseño* 

 

Proyecto técnico y estudio de viabilidad (1,5%) Medición del viento (0,25%) Pruebas geológicas (0,25%)

Gastos legales y administrativos* Cimentación* Cableado* Infraestructura* Seguro durante la construcción* Coste total de la inversión

1.800 5

Cantidad

Total

10 50

18.000 250 200

2%

437

0,5% 5% 5% 2%

109 1.092 1.092 437

1%

218 21.834

* Porcentaje estimado del coste total. Fuente: elaboración propia.


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Anexo 7 Estructura del proyecto

r t a C a

d e

Promotores: Jakub & Lukasz

Central Eléctrica de Koszalin

i ó n n c e i n t

Acuerdo de compra de energía (PPA) Patrimonio neto Amortización (dividendos)

Acuerdo a largo plazo

Acuerdo a largo plazo

Energía eléctrica

Pagos por energía eléctrica pago

SI

Préstamo de inversión

BRE Bank

Garantías de las turbinas

Plazos de los préstamos

Contratista: Vestas

Préstamo preferencial

BOS Bank

Subvenciones

EkoFundusz Fuente: elaboración propia.

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Referencias Forowicz, K.: «Wiatraki juz sie kreca», Rzeczpospolita, 109 (5882), mayo de 2011, 2001. Krawczyk, R.: «Elektrownie wiatrowe», 2003, http://energiazwiatru.w.interia.pl (acceso en abril de 2004). www.ambasadadanii.pl (acceso en enero de 2013). www.vistadatavision.com (acceso en enero de 2013). www.elektrownie.tanio.net (acceso en enero de 2013). www.elektrownie-wiatrowe.org.pl (acceso en enero de 2013). www.epa.com.pl (acceso en enero de 2013). www.vestas.dk (acceso en enero de 2013). www.windpower.pl (acceso en enero de 2013).


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