Posibilidades de repotenciacion de parques eolicos en españa

UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS

ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI)

INGENIERÍA INDUSTRIAL

PROYECTO FIN DE CARRERA

POSIBILIDADES DE

REPOTENCIACIÓN DE PARQUES

EÓLICOS EN ESPAÑA

SALVADOR ALONSO FERNÁNDEZ

MADRID, junio de 2009

Autorizada la entrega del proyecto al alumno:

Salvador Alonso Fernández

EL DIRECTOR DEL PROYECTO

Juan José Romero Zamora

Fdo: Fecha:

Vº Bº del Coordinador de Proyectos

Tomás Gómez San Román

Fdo: Fecha:

Resumen iii

Resumen

La energía es una constante en nuestras vidas, cuya necesidad es innegable.

Siempre ha estado unida al desarrollo y al progreso de la humanidad. Su

evolución tecnológica e implantación se han convertido en objetivo primordial

de gobiernos y empresas para consolidar un crecimiento social y económico

sostenido.

Las tecnologías de generación eléctrica iniciaron su desarrollo con la

revolución industrial. Desde entonces, se han sucedido los desastres ecológicos

relacionados con su aprovechamiento. En las empresas eléctricas ha primado la

obtención de beneficios económicos, desplazando a un segundo lugar la

preocupación por la conservación del medio ambiente.

En la actualidad, una corriente de sostenibilidad está inundando nuestra

sociedad y está afectando directamente a la energía. Las energías renovables

cobran un peso muy importante, se buscan nuevas fuentes y se desarrollan las

existentes. De entre todas ellas, se debe destacar la fuerza y el auge de la energía

eólica en la última década. Tanto es así, que se ha convertido en la mejor

demostración de que las energías renovables pueden contribuir a transformar el

modelo energético tradicional. España es una potencia mundial en el

aprovechamiento de este tipo de energía, cuya explicación se basa en un apoyo

continuado de todos los Gobiernos de la Nación, independientemente de su

filiación política, mediante la aprobación de una legislación estatal favorable, el

despegue de la fabricación nacional de aerogeneradores y la atracción ejercida

sobre los inversores de gran capacidad económica y/o financiera. Una cosa está

clara, cada vez que se vierte la energía generada por los parques eólicos a la red

eléctrica son miles de toneladas de CO2 las que se dejan de emitir a la atmósfera

porque se ha evitado la combustión de carbón, fuel o gas natural en una o

varias centrales térmicas convencionales que estarían funcionando a mayor

carga si no hubiese aerogeneradores.

Resumen iv

Las necesidades del sector han ido variando en los últimos años, y en este

momento se abre un nuevo horizonte. Ante el desarrollo de aerogeneradores

más potentes y eficientes, se plantea la posibilidad de reemplazar los más

antiguos antes de llegar al final de su vida útil e incrementar la potencia total de

una forma apreciable, sin aumentar el impacto visual, lo cual es conocido como

repotenciación. Este proceso queda regulado a través de la disposición

transitoria séptima del Real Decreto 661/2007, el cual se encarga de regular la

actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial.

En este proyecto se pretenden analizar las posibilidades reales de

repotenciación de parques eólicos obsoletos estudiando la tecnología de los

aerogeneradores actuales y los aspectos económicos que ayuden a los

promotores a tomar su decisión.

Uno de los aspectos tecnológicos que sobresale es la incorporación de

sistemas de electrónica de potencia para ajustarse al cumplimiento de los

requisitos del operador del sistema y contribuir a mantener la estabilidad de la

red.

Los resultados del análisis llevado a cabo muestran como aquellos parques

con antigüedad superior a 15 años es interesante repotenciarlos lo antes posible.

Cuenta a su favor que la tecnología que tienen instalada es la más antigua y por

tanto el salto que pueden experimentar es muy significativo. Además los

parques más antiguos disfrutan normalmente de los mejores emplazamientos

eólicos y por tanto el potencial de mejora es mayor.

Los parques de antigüedad entre 10 y 15 años obtuvieron resultados dispares

en función de la tecnología que tienen instalada. En aquellos con las máquinas

más antiguas y por tanto de menor potencia unitaria, lo más interesante es

repotenciar lo antes posible. Sin embargo, en aquellos con tecnología entre

quinientos y setecientos kilovatios puede ser más interesante esperar de dos a

cuatro años.

Resumen v

También es cierto que a pesar de aumentar el coste de la inversión inicial,

apostando por tecnología más avanzada, sigue siendo razonable, mientras se

mantenga la potencia y por supuesto si se incrementa. Por lo que puede ser

preferible buscar la mejor tecnología disponible en el mercado a pesar de que

suponga un coste inicial mayor ya que seguirá siendo grande el salto en

producción y fiabilidad conseguido.

Aquellos parques de menos de diez años o con máquinas instaladas de

potencia superior a los 750 kW será más recomendable hoy por hoy esperar

unos cinco años hasta un mayor desarrollo de la tecnología o un abaratamiento

de costes que permita amortizar la nueva inversión realizada y obtener mayores

rendimientos.

Además, se muestra que siempre, en todos los casos, lo más interesante es

amortizar aceleradamente y financiar con recursos ajenos el mayor porcentaje

posible del coste del proyecto.

En conclusión, hay unos 300 MW, que suponen un 2% del total de los

existentes al finalizar 2007, para los que lo más interesante es proceder a la

repotenciación lo antes posible, y otros 400 MW que podría serlo a partir de

unos tres años.

Una cosa queda clara y es que para finales de 2008 no se alcanzarán los 2.000

MW repotenciados propuestos en el Real Decreto, ya que por mucho que se

avanzara podría llegarse a los 600 – 750 MW, suponiendo que se siguiera el

ejemplo analizado de la Sociedad Eólica de Andalucía.

Sin embargo, la crisis financiera en la que estamos inmersos y cuyo fin no se

vislumbra a corto plazo nos predispone a considerar dicha cifra como un valor

optimista.

Summary vi

Summary

Energy is a constant in our lives, whose need is undeniable. It has always

been linked to development and human progress. Its technology evolution and

installation has become a prior objective for governments and companies in

order to consolidate a sustained social and economic growth.

Power generation technologies started its development during the Industrial

Revolution. A lot of ecological disasters related to its use have occurred since

then. Electric companies have placed returning profits as a top priority, leaving

environmental preservation worries at a second place.

Currently, a sustainability feeling is taking over our society and it is making

a direct impact on the energy model. Renewable energies are increasing its

weight, new alternative sources are sought, and existing ones are being

developed. Among all them, it is important to consider the strength and

increase of wind energy during the last decade. It has become the best way to

show that renewable energies can contribute to change the traditional energy

model. Spain is one of the world leading countries of this way of energy, that

can be explained through the continued support of all different Presidents, no

matter the political affiliation, that have passed a favorable regulation; the

launching of national wind turbine production; and the attraction exerted over

high economic and/or financial capacitated investors. One thing is clear, a lot of

tons of CO2 emissions are saved of being emitted to the atmosphere every time

wind power is generated, avoiding coal, fuel, or natural gas combustion in one

or several thermal power stations that would be working at a higher rate if

there were not wind turbines.

During the last years, sector needs have varied and at this moment new

horizons are being opened. Due to wind turbine development to bigger and

more efficient ones, the opportunity of replacing the old existing ones before

ending its lifetime, and increasing the total installed power of the farms comes

Summary vii

up, with no additional visual impact, and it is called repowering. This process is

regulated through the Real Decreto 661/2007, that it is in charge of controlling the

power generation activity in Regimen Especial.

This project pretends to analyze the real possibilities for repowering old

wind power farms, studying current wind turbine technology and the economic

facts that can help developers to make their decision.

One of the technologic aspects that stands out is the addition of power

electronics systems to adjust machines to the performance of the System

Operator requirements and to contribute to maintain the stability of the power

supply.

The results obtained show that it is interesting to repower farms older than

15 years as soon as possible. The technology it is installed in them is the oldest,

so the jump they can undergo is really important. In addition, older farms are

usually the best located, having the best wind conditions, so the potential

improve is even bigger.

Farms older than 10 years, but younger than 15 got different results

depending on the technology installed. Those with the older technology and so

the smaller unitary power, it is recommended to repower as soon as possible.

However, those others farms with 500 to 700 kW wind turbines are advisable to

wait from two to four years before repowering.

It is also true that despite the increase of the initial investment cost, due to

the use of more developed technology, it is still worthy to repower the farm,

when the total power is maintained and even more if it is increased. Because of

that, it is recommended to look for the best technology available at the moment

despite it would be more expensive because it will be superior in production,

and reliability.

Those farms younger than 10 years or with wind turbines bigger than 750

kW it is advisable to wait for around five years until a greater technology

Summary viii

development or a decrease of costs is achieved that allows to recover the

investment and obtain higher returns.

In addition, it is showed that in all cases the most interesting choice is to use

accelerated amortization and to finance the projects.

In conclusion, there are 300 MW, that account for 2% of the total installed at

the end of 2007, that the most suitable decision is to proceed to repower them as

soon as possible, and another 400 MW that could be suggestible in three years.

One thing is clear and it is that at the end of 2010 the amount of 2.000 MW

proposed in the Real Decreto to be repowered is not going to be reached, because

in the best case only 600 – 750 MW could be achieved, assuming that the

analyzed example of the Sociedad Eólica de Andalucía is followed.

However, the financial crisis in which we are immersed and whose end is

not foreseeable in the short term predisposes us to regard that figure as an

optimistic value.

Índice ix

Índice

1 CONTEXTO ACTUAL DE LAS ENERGÍAS RENOVABLES .................................................... 2

1.1 Introducción ........................................................................................................ 2

1.2 Seguridad energética ......................................................................................... 2

1.3 Eficiencia económica .......................................................................................... 7

1.4 Medio Ambiente ............................................................................................... 10

2 LA ENERGÍA EÓLICA .................................................................................................................... 15

2.1 Introducción ...................................................................................................... 15

2.2 Situación actual ................................................................................................. 15

2.2.1 En el mundo 16

2.2.2 En España 18

2.3 Tecnología.......................................................................................................... 20

2.3.1 El viento 20

2.3.2 El aerogenerador 22

2.3.2.1 Introducción a la tecnología ....................................................................................... 22

2.3.2.2 Evolución y tendencia ................................................................................................ 26

2.3.2.3 Fabricantes ................................................................................................................... 34

2.4 Ventajas y retos ................................................................................................. 35

3 ANÁLISIS DE UN PROYECTO DE REPOTENCIACIÓN ....................................................... 38

3.1 Introducción ...................................................................................................... 38

3.2 Marco legislativo .............................................................................................. 39

3.3 Características del negocio de los parques eólicos ...................................... 40

3.4 Valoración de un proyecto .............................................................................. 41

3.5 Planteamiento del análisis ............................................................................... 42

3.6 Criterios de selección de inversiones ............................................................. 46

3.6.1 Período de recuperación o Payback 46

3.6.2 Valor Actual Neto 47

3.6.3 Tasa Interna de Rentabilidad 48

3.6.4 Elección de Indicador de Rentabilidad 48

4 MODELO PARA EL ANÁLISIS DEL MOMENTO ÓPTIMO PARA REPOTENCIAR

UN PARQUE EÓLICO .................................................................................................................... 50

4.1 Introducción ...................................................................................................... 50

4.2 Herramienta Informática ................................................................................. 50

Índice x

4.3 Características y Funcionamiento del Modelo ............................................. 50

4.3.1 Datos de Entrada 51

4.3.1.1 Datos generales .............................................................................................................. 53

4.3.1.2 Datos inversión original ................................................................................................ 55

4.3.1.3 Datos inversión repotenciada ......................................................................................... 67

4.3.1.4 Botón de cálculo ............................................................................................................. 71

4.3.2 Tratamiento de datos 71

4.3.2.1 Cuenta de Resultados ..................................................................................................... 72

4.3.2.2 Cuenta del modelo .......................................................................................................... 74

4.3.2.3 Valoración ...................................................................................................................... 81

4.3.3 Datos de salida 83

5 RESULTADOS .................................................................................................................................. 87

5.1 Introducción ...................................................................................................... 87

5.2 Caso SEASA ...................................................................................................... 87

5.3 Aplicación al Parque Eólico Español ............................................................. 91

5.3.1 Parques de antigüedad mayor de 15 años 92

5.3.2 Parques de antigüedad entre 10 y 15 años 96

5.3.2.1 Instalaciones de máquinas de Potencia inferior a 500kW ...................................... 97

5.3.2.2 Instalaciones de máquinas de Potencia entre 500kW y 750kW ............................. 99

5.3.3 Parques de antigüedad entre 5 y 10 años 103

5.3.3.1 Instalaciones de máquinas de Potencia inferior a 500kW .................................... 103

5.3.3.2 Instalaciones de máquinas de Potencia entre 500 kW y 750 kW ......................... 107

5.3.3.3 Instalaciones de máquinas de Potencia superior a 750 kW ................................. 109

5.3.4 Análisis adicionales 112

6 CONCLUSIONES ........................................................................................................................... 115

BIBLIOGRAFÍA ................................................................................................................................... 118

Contexto actual de las energías renovables xi

Índice de Figuras

Figura 1: UE 15 - Importaciones de gas natural de terceros países .................................................... 3

Figura 2: UE 30 - Balance energético (millones tep) ............................................................................. 3

Figura 3: UE 30 - Dependencia por fuentes de energía (%) ................................................................. 4

Figura 4: Dependencia Energética .......................................................................................................... 4

Figura 5: Evolución del Consumo de Energía Primaria en España .................................................... 5

Figura 6: UE - 15 Origen de las importaciones de crudo ..................................................................... 6

Figura 7: Evolución del precio del barril de Brent ................................................................................ 6

Figura 8: Costes medios de generación (cent€/kWh) .......................................................................... 8

Figura 9: Desglose de costes de inversión Parque eólico de 25 MW en 2008 .................................... 9

Figura 10: Evolución de los gases de efecto invernadero en España ............................................... 12

Figura 11: Emisiones por sectores en España en 2007 ........................................................................ 13

Figura 12. Evolución anual de la potencia eólica instalada a nivel mundial .................................. 16

Figura 13. Reparto de la potencia eólica instalada en el mundo. ...................................................... 17

Figura 14: Previsión de instalación de potencia eólica 2008 - 2012 por países ................................ 18

Figura 15. Evolución anual de la potencia instalada y previsión según el Plan de Energías

Renovables de 2005 - 2010 ........................................................................................................... 19

Figura 16. Cobertura de la demanda en España en 2008 ................................................................... 19

Figura 17: Esquema interno de un aerogenerador .............................................................................. 24

Figura 18: Evolución de los aerogeneradores según su potencia unitaria ...................................... 27

Figura 19: Evolución tamaño medio de los aerogeneradores instalados mundialmente .............. 27

Figura 20: Sistema de control SCADA de la potencia reactiva ......................................................... 30

Figura 21: Curva de tensión - tiempo admisible en el punto de conexión ...................................... 30

Figura 22: Modelo Crowbar de Gamesa .............................................................................................. 31

Figura 23: Aerogeneradores con convertidor total ............................................................................. 32

Figura 24: Evolución del número de horas equivalentes en España ................................................ 35

Figura 25: Perfil del proyecto original .................................................................................................. 43

Figura 26: Perfil del proyecto completo (original más repotenciado) .............................................. 43

Figura 27: Parámetros del análisis económico-financiero del proyecto ........................................... 45

Figura 28: Perfil del proyecto de un parque eólico ............................................................................. 46

Figura 29: Detalle hojas del modelo ...................................................................................................... 51

Figura 30: Detalle celdas a completar ................................................................................................... 52

Figura 31: Nombre del proyecto............................................................................................................ 53

Figura 32: Datos generales del proyecto .............................................................................................. 53

Figura 33: Datos de la inversión original ............................................................................................. 55

Figura 34: Evolución costes de inversión por kW ............................................................................... 56

Índice de Figuras xii

Figura 35: Datos técnicos de la instalación original ............................................................................ 58

Figura 36: Ingresos en hoja "Datos Entrada"........................................................................................ 59

Figura 37: Prima + Pool, límite inferior y superior ............................................................................. 60

Figura 38: Precio de venta de la energía de la hoja “Ingresos y gastos” .......................................... 61

Figura 39: Gastos de explotación del parque ....................................................................................... 61

Figura 40: Desglose de gastos de operación para parque tipo de 49,5 MW .................................... 62

Figura 41: Desglose partida de operación y mantenimiento ............................................................. 62

Figura 42: Evolución costes de operación y mantenimiento con la vida de la instalación ............ 63

Figura 43: Gastos de operación en €/MW, de la hoja "Ingresos y gastos" ...................................... 65

Figura 44: % de Gastos operacionales sobre facturación ................................................................... 65

Figura 45: Datos de la financiación del proyecto original ................................................................. 66

Figura 46: Datos de la inversión de la instalación repotenciada ....................................................... 67

Figura 47: Datos técnicos de la instalación repotenciada ................................................................... 69

Figura 48: Ingresos y gastos de la instalación repotenciada .............................................................. 70

Figura 49: Datos de financiación del crédito del proyecto de repotenciación ................................ 71

Figura 50: Botón de cálculo .................................................................................................................... 71

Figura 51: Resumen datos de entrada para hoja “NO repot” y “SI repot” ...................................... 72

Figura 52: Estructura general de una cuenta de resultados .............................................................. 74

Figura 53: Datos del análisis económico-financiero ........................................................................... 75

Figura 54: Resultados del análisis de la valoración de la hoja "VAN" ............................................. 83

Figura 55: Gráfica representación del VAN ......................................................................................... 84

Figura 56: Representación de los flujos de caja ................................................................................... 85

Figura 57: Datos inversión original de SEASA .................................................................................... 88

Figura 58: Datos de la instalación repotenciada de SEASA ............................................................... 89

Figura 59: Representación del VAN en caso SEASA .......................................................................... 90

Figura 60: Representación flujos de caja en caso SEASA ................................................................... 91

Figura 61: Datos introducidos de los parques de antigüedad mayor de 15 años (1/2) ................. 93

Figura 62: Datos introducidos de los parques de antigüedad mayor de 15 años (2/2) ................. 94

Figura 63: VAN de parques de antigüedad superior a 15 años con CI 1.400 k€/MW .................. 95

Figura 64: VAN de parques de antigüedad superior a 15 años con CI 2.000 k€/MW .................. 96

Figura 65: Datos introducidos de los parques de antigüedad entre 10 y 15 años (1/2) ................ 97

Figura 66: Datos introducidos de los parques de antigüedad entre 10 y 15 años (2/2) ................ 98

Figura 67: VAN de parques de antigüedad entre 10 y 15 años ......................................................... 99

Figura 68: Datos introducidos de los parques de antigüedad entre 10 y 15 años de mayor

potencia (1/2) ............................................................................................................................. 100

Figura 69: Datos introducidos de los parques de antigüedad entre 10 y 15 años de mayor

potencia (2/2) ............................................................................................................................. 101

Contexto actual de las energías renovables xiii

Figura 70: VAN de parques de antigüedad entre 10 y 15 años con máquinas de mayor

potencia unitaria ........................................................................................................................ 102

Figura 71: Datos introducidos de parques de antigüedad entre 5 y 10 años de máquinas de P

< 500 kW (1/2) ............................................................................................................................ 104


< 500 kW (2/2) ............................................................................................................................ 104

Figura 73: VAN de parque de antigüedad entre 5 y 10 años con máquinas de pequeña

potencia ....................................................................................................................................... 105

Figura 74: VAN de parque de antigüedad entre 5 y 10 años con máquinas de pequeña

potencia pasando a 3.300 horas ................................................................................................ 106

Figura 75: Datos introducidos de parques de antigüedad entre 5 y 10 años de máquinas de

500 < P < 750 kW (1/2) .............................................................................................................. 107

Figura 76: Datos introducidos de parques de antigüedad entre 5 y 10 años de máquinas de

500 < P < 750 kW (2/2) .............................................................................................................. 108

Figura 77: VAN de parque de antigüedad entre 5 y 10 años con máquinas de 500 < P < 750

kW ................................................................................................................................................ 109


superior a 750 kW (1/2) ............................................................................................................ 110


superior a 750 kW (2/2) ............................................................................................................ 111

Figura 80: VAN de parque de antigüedad entre 5 y 10 años con máquinas de P superior a 750

kW ................................................................................................................................................ 112

Índice de Tablas xiv

Índice de Tablas

Tabla 1: Análisis de la tecnología, evolución. ...................................................................................... 34

Tabla 2: Tasa de descuento orientativa ................................................................................................. 54

Tabla 3: Evolución anual del IPC en España (variación anual en diciembre del año de

referencia. Sistema IPC base 2006) ............................................................................................. 55

Tabla 4: Costes de operación de parque tipo de 49,5 MW para el 2009 en función del año de

servicio ........................................................................................................................................... 63

Tabla 5: Resultados del VAN de SEASA .............................................................................................. 90

Tabla 6: Resultados del Payback de SEASA ........................................................................................ 90

Tabla 7: Situación del Parque Eólico Español por antigüedad y potencia a 31/12/2007 .............. 92

Tabla 8: Payback de parque de antigüedad superior a 15 años con CI 1.400 k€/MW .................. 94

Tabla 9: Payback de parque de antigüedad superior a 15 años con CI 2.000 k€/MW .................. 95

Tabla 10: Payback de parque de antigüedad entre 10 y 15 años ....................................................... 98

Tabla 11: Payback de parque de antigüedad entre 10 y 15 años con máquinas de mayor

potencia unitaria ........................................................................................................................ 101

Tabla 12: Payback de parque de antigüedad entre 5 y 10 años con máquinas de pequeña

potencia ....................................................................................................................................... 105

Tabla 13: Payback de parque de antigüedad entre 5 y 10 años con máquinas de 500 < P < 750

kW ................................................................................................................................................ 108

Tabla 14: Payback de parque de antigüedad entre 5 y 10 años con máquinas de P superior a

750 kW ......................................................................................................................................... 111

1 Contexto actual de las energías

renovables

1 Contexto actual de las energías renovables 2

1 Contexto actual de las energías renovables

1.1 Introducción

El desarrollo de un sistema energético sostenible es una de las mayores

preocupaciones que existen en la actualidad y lo que pretende es satisfacer las

necesidades actuales sin comprometer las capacidades futuras. Para que pueda

llevarse a cabo el desarrollo de esta visión del sistema eléctrico deben tenerse en

cuenta tres principios fundamentales: seguridad energética, eficiencia

económica y respeto al medio ambiente.

Las energías renovables, durante esta última década, han visto incrementada

su cuota de participación en el mix energético de forma considerable debido a

que cumplen en cierta manera política de sostenibilidad citada anteriormente.

1.2 Seguridad energética

Una elevada dependencia energética, entendida como importaciones sobre el

total de energía primaria, conlleva riesgos de cara a la seguridad de suministro

y la competitividad en un futuro. Es una preocupación a nivel mundial, pero

sobre todo una preocupación de los países más desarrollados, ya que en buena

parte tienen que importar los combustibles fósiles, que se encuentran en su

mayoría en países de gran inestabilidad geopolítica.

Por ejemplo, cabe citar que cerca del 80% del gas ruso destinado a los

consumidores europeos es transportado por gasoductos tendidos a través de

Ucrania, por lo que cualquier conflicto entre estos dos países puede afectar los

suministros de Europa Oriental y Occidental. En enero del 2009, Gazprom, el

consorcio energético ruso, cortó durante varios días el suministro de gas a

Ucrania por una disputa de precios que también afectó y alteró el

aprovisionamiento de muchos países europeos.


Figura 1: UE 15 - Importaciones de gas natural de terceros países

El presidente estadounidense Barack Obama, ha venido defendiendo la

inversión en energías renovables, que considera imprescindible para que su

país pueda reducir su dependencia del petróleo, ya que afecta a la seguridad

energética y es causa de muchos de los recientes problemas económicos y

medioambientales.

La Unión Europea presenta actualmente una tasa de dependencia energética

por encima del 50%. Si continúa el ritmo actual, es decir, la demanda sigue

subiendo alrededor del 2% cada año y no se modifica la cesta energética, la

dependencia energética podría superar el 60% en el año 2030.

Figura 2: UE 30 - Balance energético (millones tep)

Fuente: European Commission



Figura 3: UE 30 - Dependencia por fuentes de energía (%)

España se encuentra en una posición más crítica, ya que depende en mayor

medida que otros miembros de la Unión Europea de los hidrocarburos

tradicionales, como son el petróleo y el gas, y de su importación. Las reservas

de petróleo y gas con las que se cuenta a nivel nacional cubren menos del 0,4%

y 0,9% de su consumo interno anual respectivamente. Esta dependencia

energética se encuentra en la actualidad alrededor del 80%.

Figura 4: Dependencia Energética



Figura 5: Evolución del Consumo de Energía Primaria en España

Por lo tanto, la economía española es en extremo vulnerable a la

incertidumbre y volatilidad de los precios del petróleo y del gas. Las

perspectivas futuras sugieren que el escenario energético se complicará más a

medio y largo plazo.

En los últimos años la demanda española de petróleo y gas ha crecido

enormemente. Desde 1965, el consumo de petróleo en España se ha

incrementado un 4,5% en términos medios anuales, mientras que la tasa

mundial lo ha hecho a un 2,5%. Si a esto se le añade la escasez de reservas de

petróleo, que se encuentran en manos de unos pocos países, y se tiene en cuenta

la reciente evolución de los precios de este tipo de energía primaria, la situación

aún es más preocupante.


Figura 6: UE - 15 Origen de las importaciones de crudo

Figura 7: Evolución del precio del barril de Brent

Por estos motivos, tanto España como el resto de países, deben tener como

prioridad diversificar su cesta energética y reducir su dependencia de los

hidrocarburos.


Fuente: OPEP


Las energías renovables por su carácter autóctono e “inagotable”

contribuirían a la disminución de esta dependencia energética y de los riesgos

asociados a la misma.

Un inconveniente respecto a la garantía de suministro es que, algunas

tecnologías como la eólica y la solar, en la actualidad son de carácter no

gestionable a precios competitivos, es decir, no se podría asegurar el suministro

en todo momento, siendo necesario el respaldo de otras fuentes de generación

de energía para cubrir estas posibles fluctuaciones.

En el caso de la eólica, esta particularidad exige la optimización de las

funciones de previsión, monitorización y control de este tipo de generación, a

partir de las telemedidas de la producción eólica, de forma que la operación del

sistema se pueda realizar en las condiciones adecuadas de seguridad y

economía, tal y como ocurre con las centrales de régimen ordinario.

En España, la compañía publico-privada Red Eléctrica ha puesto en marcha

en 2007 un centro de control de energías renovables (CECRE). El objetivo de

este centro de control es gestionar la energía de origen renovable, especialmente

la eólica, de carácter no gestionable, garantizando a la vez la seguridad del

sistema. Para garantizar la seguridad del sistema, Red Eléctrica, a través de

CECRE, dispone de una interlocución en tiempo real con los generadores que le

permite conocer, las condiciones y variables de funcionamiento de éstos así

como emitir las instrucciones necesarias sobre las condiciones de producción,

de forma que sean debidamente cumplidas por las instalaciones de generación.

1.3 Eficiencia económica

Para que exista eficiencia económica es necesario disponer de unas

condiciones productivas que permitan obtener el máximo producto, en este

caso energía, con los recursos y la tecnología disponibles al menor coste posible,

pero siempre intentando favorecer o no afectar al entorno. Esto es esencial para

favorecer el bienestar social y la competitividad dentro del sector.


Las energías renovables tienen como ventajas en este sentido que

internalizan los costes medioambientales, generan empleo y contribuyen al

desarrollo económico local.

La desventaja más importante con que cuentan algunas energías renovables

es que actualmente su coste de generación es mayor que el de las fuentes de

generación convencionales. No todas las tecnologías han conseguido unos

costes de generación competitivos con el de las fuentes de energía

convencionales, como es el caso de la solar, en cambio otras, como la eólica, han

logrado hacerse un hueco aunque sus costes de generación siguen siendo

generalmente más elevados que el de éstas.

Figura 8: Costes medios de generación (cent€/kWh)

Los costes de las energías renovables dependerán en un futuro, sobre todo,

de su desarrollo tecnológico y del montante de la inversión necesaria para

poner en marcha las plantas, excepto para la biomasa, donde los costes de la

materia prima también influyen notablemente.

Cabe destacar que el coste medio de generación de la energía eólica en tierra

firme (onshore), aunque experimentó un gran descenso desde principios de los

90 hasta alcanzar su mínimo en moneda corriente o en términos nominales en el

año 2001, gracias a la curva de experiencia, ha vuelto a subir de forma


significativa debido al gran incremento de la demanda experimentado durante

los últimos años que no ha podido ser compensado con la oferta de

componentes por falta de capacidad de fabricación y también al incremento de

precios sufridos por los materiales demandados en la construcción de sus

equipos.

La inversión que hay que realizar para la instalación de un parque eólico

puede variar de un país a otro. En el caso de España, según datos promedio de

IDAE, para un parque eólico de 25 MW si se desglosa el coste de la inversión, se

comprueba que éste depende muy fuertemente del precio de los

aerogeneradores, en un 75%. En menor medida esta cantidad se ve afectada por

el coste de la infraestructura eléctrica, en torno a un 15%. Otra parte todavía

más pequeña, un 6%, corresponde a la obra civil. El 4% restante incluye gastos

de ingeniería, dirección de obra, control de calidad, seguridad y salud.

Figura 9: Desglose de costes de inversión Parque eólico de 25 MW en 2008

Las expectativas de tendencia de los costes de los aerogeneradores es que se

produzca un importante incremento, en términos reales debido al incremento

del tamaño unitario, al aumento del precio del acero y otras materias primas en

el largo plazo y de la presión de la demanda, debida a la internacionalización,

que si no se invierte en bienes de equipo conducirá a la escasez de

Fuente: IDAE


componentes. De la infraestructura eléctrica se espera un incremento gradual

debido a requisitos medioambientales más severos y a tensiones de evacuación

más elevadas y mayores distancias. Por último, también se espera un ligero

incremento en la obra civil, mientras que los costes varios se espera que no

varíen. En conclusión, cabe esperar un probable incremento del coste de

inversión en términos reales.

En otros tipos de energía, como la generación de electricidad a partir de

biomasa, además del coste del equipamiento y de la operación y

mantenimiento, juegan un papel muy importante todos aquellos gastos que

tienen que ver con la materia prima. Los costes de materia prima, que dependen

del tipo utilizado y de su transporte, pueden llegar a suponer del 25 al 40% del

coste de generación total.

En esta situación, las condiciones de mercado no permitirían el desarrollo

por sí solo de este tipo de energías. Por este motivo, para que se produzca un

desembolso de inversiones en el sector de las energías renovables a largo plazo,

se requiere un mayor desarrollo tecnológico de los equipos para que se

reduzcan costes y mejore la calidad. Sin embargo a corto plazo son necesarios

sistemas de apoyo económico que garanticen una rentabilidad razonable de

estas inversiones. Estos refuerzos tienen su fundamento en los beneficios

adicionales que las energías renovables aportan al sector, como es la

internalización de los costes medioambientales o la disminución de

dependencia energética del exterior, por citar algunos ejemplos. Aunque

ciertamente cuando el régimen especial no baste, se darán además ayudas a la

inversión, y fiscales para fomentar la implantación de tecnologías más

incipientes.

1.4 Medio Ambiente

En la última década existe una creciente preocupación por el cuidado del

medioambiente y, en particular, por la emisión de gases de efecto invernadero

principales causantes del calentamiento global. Este interés se está viendo


plasmado en la proliferación de acuerdos internacionales que intentan

establecer unas bases que permitan frenar este fenómeno.

Dentro de los más importantes, cabe destacar el Protocolo de Kyoto que fue

asumido por España y la Unión Europea en 1997 en el ámbito de Naciones

Unidas y trata de frenar el cambio climático. Uno de sus objetivos es contener

las emisiones de los gases que aceleran el calentamiento global, y, hasta la fecha,

ha sido ratificado por 163 países. Este acuerdo impone para 39 países que se

consideran desarrollados, ya que no afecta a los países en vías de desarrollo

como Brasil, India o China, la contención o reducción de sus emisiones de gases

de efecto invernadero.

Para llevar a cabo esta reducción de emisiones según el Protocolo de Kyoto,

se tomaron como base las generadas en el año 1990, de forma, que los países

que acatan el Protocolo deberán reducir sus emisiones en un 8%. Para verificar

el cumplimiento se medirá la media de emisiones desde el año 2008 hasta el

2012.

La Unión Europea se ha comprometido a reducir sus emisiones también en

un 8%. Cada estado miembro define en el Plan Nacional de Asignación (PNA)

el reparto de los derechos de emisión correspondientes.

En concreto a España se le consentiría un aumento en sus emisiones del 15%,

partiendo como base de lo emitido en 1990. El problema para España radica en

que, hasta la fecha, estas emisiones han aumentado en torno al 50%, lo que

complica en gran medida el cumplimiento del Protocolo de Kyoto.


Figura 10: Evolución de los gases de efecto invernadero en España

Al hilo de las propuestas presentadas por la Comisión Europea en enero de

2007, todos los Jefes de Estado y de Gobierno se han comprometido a reducir

las emisiones de la UE en un 20 % de aquí a 2020, o en un 30 % si hubiera un

acuerdo internacional, y a que, también para esa fecha, el 20 % de la energía

proceda de fuentes renovables y la eficiencia energética aumente en un 20%.

Recientemente, en diciembre de 2007, la Conferencia de las Naciones Unidas

sobre el Cambio Climático reunió en Bali a líderes de todo el mundo con el

objetivo de iniciar negociaciones con vistas a un acuerdo internacional relativo

al cambio climático en el período posterior a 2012, año en que vence el

Protocolo de Kyoto.

En dicha cumbre se ha acordado un compromiso de reducción de emisiones

entre las potencias más fuertes a nivel mundial. Este acuerdo, aunque no obliga

a cumplir objetivos específicos, cuenta con el apoyo de Estados Unidos.

Debido al déficit de derechos, los distintos países han de planificar su

estrategia de cobertura ya sea a través de instalaciones con una capacidad

menor de contaminación, sumideros o distintos mecanismos de flexibilidad.

Dentro de este conjunto de medidas, las energías renovables jugarían un

papel básico debido a que a lo largo de su vida útil apenas generan emisiones.


Además, como su propio nombre indica, son renovables, es decir, se

producen de forma continua y son inagotables a escala humana que es una de

las mayores desventajas de los combustibles fósiles que son la fuente principal

de energía primaria hasta el momento.

Entre los sectores que más emisiones generan en España se encuentra en

primer lugar el de la electricidad, por ello es muy importante el desarrollo de

tecnologías limpias que permitan reducir esta cuota.

Figura 11: Emisiones por sectores en España en 2007

Teniendo en cuenta esta reflexión, se puede concluir apuntando que las

energías renovables son una fuente de ventajas, tanto si nos basamos en las

tendencias más actuales del sector como si nos fijamos en las preocupaciones

que ocupan a los gobiernos del mundo y a la sociedad. El desarrollo de estas

tecnologías y su inclusión en la cesta energética de los distintos países

protagonizarán un papel protagonista en la evolución hacia un sector eléctrico

más seguro, eficiente y respetuoso con el medio ambiente.

Fuente: CNE

2 La energía eólica

2 La energía eólica 15

2 La energía eólica

2.1 Introducción

Desde que el hombre utiliza la razón, el viento ha sido uno de sus principales

aliados. Su aprovechamiento para impulsar las velas de los barcos coincide con

el comienzo de las grandes civilizaciones, y ha marcado sustancialmente la

diferencia entre ellas.

En la cuenca mediterránea, los fenicios, los griegos y más tarde los romanos

lo utilizaron para empujar total o parcialmente sus barcos, para comerciar,

conquistar tierras nuevas o explorar mares desconocidos.

Fue ya a partir del siglo V cuando la utilización de esta forma de energía se

extendió a tierra firme en Europa, concretamente a partir de los siglos XII y XIII

con la aparición de los primeros molinos hidráulicos y los de viento, que tanto

caracterizaron el paisaje español y el de los Países Bajos y que comenzaron a

desempeñar un papel fundamental en el sistema industrial del siglo XVI.

El viento se convertía así en una de las principales fuentes de energía no

animal de la humanidad, hasta la aparición de los primeros motores a vapor en

la etapa industrial de principios del siglo XIX y a los de combustión.

Hoy en día se está fomentando la utilización de este elemento, sea con fines

lúdicos o comerciales, en una simbiosis de tecnologías de vanguardia y antigua

sabiduría. Fundamentalmente, la explotación de la energía eólica se está

llevando a cabo en el sector eléctrico. La energía cinética del aire se transforma

en energía eléctrica mediante aerogeneradores.

2.2 Situación actual

Frente a la mayoría de pronósticos realizados hace pocos años, hoy la energía

eólica no solo crece de forma imparable en España y bate todos los récords, sino


que además se ha convertido en la mejor demostración de que las energías

renovables pueden contribuir a transformar el modelo energético tradicional.

Es un hecho innegable que este aporte de energía verde a la red implica una

importante reducción de miles toneladas de CO2 que se dejan de emitir a la

atmósfera.

El crecimiento del mercado de la energía eólica se ha producido por varios

factores. Entre ellos, la diversificación de fuentes de energía, el aumento de la

conciencia medioambiental, especialmente el cambio climático, y el gran

impulso y desarrollo de la tecnología. La combinación de estos factores junto

con el apoyo político desde los gobiernos ha hecho posible este desarrollo.

2.2.1 En el mundo

La instalación de parques eólicos está aumentando en todos los países. En los

últimos años la tasa de crecimiento anual ha estado en el entorno del 25%, como

se puede observar en la Figura 12. Este hecho confirma un cambio significativo

en el desarrollo de esta industria y no hace más que refrendar la idea de la

globalización de la energía eólica.

Figura 12. Evolución anual de la potencia eólica instalada a nivel mundial


En lo que respecta al ranking mundial, los cinco países del mundo con más

potencia eólica acumulada a finales de 2008 volvían a ser Estados Unidos, que

por primera vez se sitúa en primera posición y cuyas expectativas de

crecimiento son muy elevadas; Alemania, que ha cedido su puesto a Estados

Unidos pero que se mantiene líder en Europa; España; China; e India. El

crecimiento en los países asiáticos es muy importante, siendo destacable el

incremento de China en los últimos años, que han hecho posible pasar de los

750 MW de finales de 2004 a los cerca de 12.500 MW de finales de 2008 y con

todavía muchos recursos eólicos por explotar.

Figura 13. Reparto de la potencia eólica instalada en el mundo.

De acuerdo con el informe Perspectiva Global de la Energía Eólica 2008, más

conocido por su acepción inglesa Global Wind Energy Outlook, publicado por el

Consejo Mundial de la Energía Eólica (GWEC) y Greenpeace International, la

energía eólica podrá cubrir el 12% de la demanda global de energía final y

permitir un ahorro de 10 mil millones de toneladas de dióxido de carbono en

los próximos 12 años. El informe destaca el potencial global de la energía eólica

para el año 2050 y su papel relevante en la disminución de las emisiones antes

del año 2020.


Figura 14: Previsión de instalación de potencia eólica 2008 - 2012 por países

2.2.2 En España

La situación de la energía eólica en nuestro país ha experimentado un fuerte

crecimiento en los últimos años, siendo mayor que cualquier otro tipo de

energía renovable, llegando a alcanzar a finales de 2008 los 16.700 MW de

potencia instalada. España es el tercer país tras Estados Unidos y Alemania.

Además en el mix energético nacional es la tercera tecnología en potencia

instalada, solamente por detrás del ciclo combinado y la hidráulica.

Fuente: Gamesa


Figura 15. Evolución anual de la potencia instalada y previsión según el Plan de Energías Renovables de 2005 - 2010

La energía eólica cubrió en 2008 el 11,5 por ciento de la demanda según datos

provisionales de REE, como se muestra en la Figura 16. Además evitó en ese

año la emisión de 20 millones de toneladas de CO2 y la importación de

combustibles fósiles por valor de más de 1.200 millones de euros. La eólica

aporta directa e indirectamente 3.270 millones de euros al PIB en el que ya

representa el 0,35 por ciento.

Figura 16. Cobertura de la demanda en España en 2008


El desarrollo de este tipo de energía encuentra explicación en un apoyo

continuado de todos los Gobiernos mediante la aprobación de una legislación

estatal favorable, el despegue de la fabricación nacional de aerogeneradores y la

atracción ejercida sobre los inversores de gran capacidad económica y/o

financiera.

El Plan de Energías Renovables para el periodo 2005 – 2010 fue elaborado

con el propósito de reforzar los objetivos prioritarios de la política energética,

que como ya se han mencionado con anterioridad son la garantía de la

seguridad, la calidad del suministro eléctrico y el respeto al medio ambiente y

con la determinación de dar cumplimiento a los compromisos de España en el

ámbito internacional (Protocolo de Kyoto y Plan Nacional de Asignación) y a

los que se derivan de su pertenencia a la Unión Europea. En las previsiones

destaca la importante contribución pronosticada de la energía eólica, que eleva

su objetivo de potencia instalada hasta 20.155 MW en 2010 (con una producción

estimada para dicho año de 45.511 GWh).

2.3 Tecnología

La energía eólica es mecánica que transportada por el aire en movimiento, el

viento, en forma de energía cinética. Para poder obtener energía eléctrica, la

energía cinética del aire se transforma en mecánica en los aerogeneradores que

por medio de aspas o hélices hacen girar un eje central, conectado a través de

una serie de engranajes a un generador eléctrico.

2.3.1 El viento

La existencia del viento en el planeta es consecuencia de la acción del Sol,

pues es su radiación, en combinación con otros factores como la inclinación y

desplazamiento de la Tierra en el Espacio o la distribución de los continentes y

los océanos, lo que activa la circulación de las masas de aire en el globo al

calentar de forma desigual las distintas zonas de la superficie y de la atmósfera


terrestres. El aire más caliente se vuelve más ligero y se desplaza hacia arriba,

siendo ocupado su lugar por masas más frías.

Aproximadamente, el dos por ciento de la energía proveniente del Sol se

convierte en energía cinética. El 35 por ciento de ella se disipa a tan sólo un

kilometro del suelo. De lo que queda, se estima que podría ser utilizada una

decimotercera parte, cantidad suficiente para abastecer diez veces el consumo

actual de energía primaria mundial.

En la Tierra, a nivel global, existen una serie de corrientes de viento

dominantes que circulan por todo el planeta en capas de la estratosfera. Estos

vientos globales se rigen por los cambios de temperatura y de presión

atmosférica, pero también por otros factores, como la fuerza de Coriolis, que

hace que, visto desde el Espacio, el viento del hemisferio norte tienda a girar en

el sentido de las agujas del reloj cuando se acerca a un área de bajas presiones y

el del hemisferio sur lo haga en sentido opuesto.

Por otro lado, a nivel local sobre la superficie terrestre, soplan otros vientos

más específicos caracterizados por el relieve del terreno y otras variables como

la rugosidad o la altura. La rugosidad condiciona el viento de manera que una

superficie muy rugosa como un bosque o una aglomeración de casas causarán

turbulencias y frenará el viento, mientras que una superficie lisa como el mar

favorecerá el desplazamiento del aire. La velocidad del viento es función de la

altura, aumentando a medida que lo hace la altura.

Ecuación 1: Variación de la velocidad del viento con la altura

Donde: V(h): Velocidad del viento a una altura h del suelo

Vo: Velocidad del viento conocida a una altura ho

h: Altura a la que se quiere estimar la velocidad del viento


ho: Altura de referencia

α: Valor que depende de la rugosidad existente en el emplazamiento (Liso: 0,10

– Muy rugoso: 0,40)

De cara a considerar la ubicación de una instalación, se ha de prestar

atención tanto a la velocidad del viento como a su dirección. No todo viento

sirve para generar energía. Por lo general, para que las palas de un

aerogenerador giren se necesitan vientos entre los 4 y los 25 m/s. Sin embargo,

cada máquina está diseñada para una determinada velocidad de viento, a partir

de la cual generalmente se conseguirá la máxima potencia.

2.3.2 El aerogenerador

Los aerogeneradores son la pieza fundamental de los parques eólicos, puesto

que son los dispositivos encargados de convertir la energía cinética del viento

en energía mecánica y obtener electricidad.

2.3.2.1 Introducción a la tecnología

La cantidad de energía que contiene el viento antes de pasar por un rotor en

movimiento depende de tres parámetros, relacionados según la Ecuación 2: la

velocidad del viento incidente, la densidad del aire y el área barrida por el

rotor. La velocidad resulta determinante, pues la energía cinética del viento

aumenta proporcionalmente al cubo de la velocidad a la que se mueve. En

cuanto a la densidad, la energía contenida en el viento aumenta de forma

proporcional a la masa por unidad de volumen de aire. En lo que respecta al

área barrida, cuanto más aire en movimiento sea capaz de capturar un

aerogenerador más energía cinética encontrará.

Ecuación 2: Potencia contenida en el viento antes de pasar a través de un rotor


La energía cinética contenida en el viento es muy grande, aunque los

aerogeneradores no son capaces de aprovecharla toda. En primer lugar, porque

esto implicaría detener completamente el viento. De hecho, existe un límite, el

enunciado por el físico alemán Albert Betz en 1919, que demuestra que solo

puede obtenerse como máximo el 59,3% de la energía cinética que llega al rotor.

En segundo lugar, porque también se pierde en el proceso de transformación de

la energía en la máquina. Al final, hoy en día, un aerogenerador aprovecha

cerca del 50% de la energía almacenada en el viento en su punto óptimo de

funcionamiento, que supone un porcentaje muy alto, teniendo en cuenta el

Límite de Betz (en torno a un 85% sobre este), pero por encima de ese punto el

coeficiente de producción baja en relación a la potencia máxima eléctrica que da

el aerogenerador.

La captación de la energía eólica se produce mediante la acción del viento

sobre las palas. El principio aerodinámico por el cual el conjunto de palas gira,

es similar al que hace que los aviones vuelen pero con una mayor complicación

dinámica y analítica, ya que las palas están girando. Según este principio, el aire

es obligado a fluir por las caras superior e inferior de un perfil inclinado,

generando una diferencia de presiones entre ambas caras, y dando origen a una

fuerza resultante que actúa sobre el perfil.

Para que un aerogenerador se ponga en marcha necesita de un valor mínimo

del viento para vencer los rozamientos y comenzar a producir trabajo útil, a este

valor mínimo , situado en torno a 3 m/s para los aerogeneradores de gran

diámetro, se le denomina velocidad de conexión, sin la cual no es posible

arrancar un generador eléctrico. A partir de este punto empezará generar

electricidad hasta que alcance la potencia nominal, generalmente la máxima que

puede entregar. Después empiezan a actuar los mecanismos activos o pasivos

de regulación para evitar que la máquina se sobrecargue y trabaje bajo

condiciones para las que no fue concebida. Aunque continúe operando a

velocidades mayores, la potencia que entrega no será diferente a la nominal, y

esto se producirá hasta que alcance una velocidad a la que, por razones de


seguridad, se detiene, llamada velocidad de corte, que está entre los 20 y 35 m/s

según el modelo.

En la actualidad, los aerogeneradores más empleados son los de eje

horizontal, con rotor a barlovento y tres palas. La ventaja que presentan los de

eje horizontal frente a los de eje vertical es que sacan mayor partido a las

corrientes de aire, sin embargo los de eje vertical tienen un par de arranque

pequeño, no es necesario pararlos al alcanzar la velocidad de corte y no necesita

ningún sistema de orientación. El rotor a barlovento está situado delante de la

góndola, lo que hace que perciba la corriente incidente sin perturbar. Por

último, se ha optado por tres palas ya que es el menor número de palas que

proporciona estabilidad, al permitir ahorrar material y peso sin complicar en

exceso el sistema.

Figura 17: Esquema interno de un aerogenerador

Los aerogeneradores constan de tres partes básicas:

• La torre, es la encargada de soportar la góndola y el rotor. Su

estructura en la actualidad es generalmente tubular de acero, frente a

las de celosía que pese a ser más económicas eran más incómodas e


inseguras, aunque últimamente están empezando a ser de hormigón

para grandes aerogeneradores o mixtas para evitar resonancias. La

altura de la torre es un parámetro importante, ya que generalmente

una mayor altura permite captar vientos de mayor velocidad.

• La góndola, es la que contiene en su interior los componentes claves

para transformar el movimiento del rotor en energía eléctrica, tales

como multiplicador, generador, controlador y sistemas hidráulicos de

control, orientación y freno. Además, en su exterior cuenta con un

anemómetro y una veleta que facilitan información del viento al

sistema de control de manera continua.

o La multiplicadora, es la encargada de aumentar la velocidad de

giro del rotor, que le llega a través del eje, hasta adaptarla a las

necesidades del generador eléctrico. Generalmente, el

movimiento de giro del rotor es bastante lento, entre 10 y 20

revoluciones por minuto (rpm) para una turbina de 1,5 MW. La

multiplicadora elevará esta velocidad hasta las 1.500 rpm (690 V).

o El generador, es el elemento al que le llega el movimiento a la

nueva velocidad, energía mecánica, y la transforma en energía

eléctrica, de una manera similar a una dinamo, aunque

generando en corriente alterna.

o El controlador, es un ordenador que vigila continuamente las

condiciones de funcionamiento del aerogenerador para llevarlo a

su funcionamiento óptimo. También se encarga de orientar la

góndola cara al viento y permite que el generador se acople

cuando el anemómetro le indica que hay viento suficiente.

o Los sistemas hidráulicos, son elementos auxiliares que permiten

el accionamiento del giro de las palas sobre su eje, así como el

frenado del rotor o el giro y frenado de la góndola.


o El sistema de orientación, permite al aerogenerador, gracias a los

datos recogidos por la veleta, colocarse de manera que el rotor

esté situado permanentemente perpendicular al viento. Esto se

logra gracias a una corona dentada que hace girar la góndola.

• El rotor, que incluye las palas y el buje que las une, y se encuentra

atornillado al eje principal. Sirve para transformar la energía cinética

del viento en energía mecánica. La producción depende del área

barrida del rotor, siendo mayor cuanto mayor sea este área. Los

rotores puede ser de paso variable o de paso fijo, según permitan girar

o no girar a las palas sobre sí mismas. También pueden ser de

velocidad constante o variable, cuando la velocidad de giro del rotor

es variable.

o Las palas, tienen unas características similares a las alas de un

avión. Los materiales más utilizados son la fibra de vidrio, en

concreto el tipo E, aunque últimamente se ha comenzado a

apostar por la fibra de carbono mediante la incorporación de este

material en la parte estructural del larguero de la pala.

2.3.2.2 Evolución y tendencia

En los últimos años ha tenido lugar una importante evolución de los

aerogeneradores, pasando de una potencia típica de unos 700 kilovatios con

diámetro de rotor de unos 40 – 50 metros hace diez años, a alcanzar los 2

megavatios de potencia media y entre 80 y 90 metros de diámetro hoy en día.

Actualmente, ya existen proyectos de aerogeneradores de 7,5 MW con las vista

puesta en el mercado offshore, cuyo desarrollo a gran escala se espera a partir

del 2015 (en países con buen recurso eólico marino y poca disponibilidad de

emplazamientos en tierra firme), no así en España, al menos en ese plazo de

tiempo.


Figura 18: Evolución de los aerogeneradores según su potencia unitaria

Figura 19: Evolución tamaño medio de los aerogeneradores instalados mundialmente

Frente a los aerogeneradores de paso y velocidad fija, en los que el ángulo de

la pala no varía, se está optando por los de paso y velocidad variable, ya que

entre sus beneficios está el obtener una mejora del rendimiento aerodinámico

con una producción maximizada y controlada, con menores niveles de ruido

debido a la velocidad variable, permitiendo paradas de la turbina más seguras.

Con el objetivo de evitar la rotura de componentes críticos y de eliminar las

pérdidas de producción asociadas se está trabajando en la introducción de

sistemas de mantenimiento predictivo. Hay versiones de éstos que permiten

realizar medidas de las vibraciones en tiempo real en el eje principal, en la

multiplicadora y en el generador. A partir de estos datos, el sistema realiza una

comparación de los espectros de frecuencia y de tendencia, y en caso necesario,


se encienden las alarmas. Gracias a este sistema de mantenimiento es posible

incrementar la vida útil de los aerogeneradores con menores costes de

mantenimiento y los niveles de disponibilidad.

En la misma línea se trabaja en la introducción de sistemas de control remoto

con otros parques, que permiten lograr mayores niveles de disponibilidad a

través de una reacción rápida; y la gestión de activa y reactiva.

Desde el punto de vista aerodinámico se buscan desarrollos con densidad de

potencia más baja (W/m2; cociente entre la potencia del aerogenerador y el área

barrida por el mismo). Como se ha señalado antes, la potencia unitaria de las

máquinas está aumentando, y con ella el diámetro de los rotores y en

consecuencia la altura de las torres, que permiten aprovechar vientos de

intensidad más elevada. Alcanzar estas cotas más altas implica desarrollar palas

híbridas, con fibra de carbono y fibra de vidrio. Se consiguen mayores áreas

barridas con pesos de las palas más contenidos, que permiten hacer viables

parques que hasta ahora no lo eran económicamente, ya que reducir el peso de

los componentes significa importantes disminuciones de coste.

De cara a la reducción de ruidos, indicar que proceden de dos fuentes:

mecánica y aerodinámica. Para reducir el primero de ellos, se mejora el

aislamiento de la góndola, el diseño de los mecanismos y el acabado de los

componentes de la multiplicadora y la lubricación de los ejes. A nivel

aerodinámico, uno de los puntos críticos es el diseño de las puntas de las palas

con borde de salida afilado y fundamentalmente mediante la reducción de la

velocidad de giro del rotor para las palas de mayor envergadura.

Para máquinas situadas en terrenos complejos, se presentan problemas como

alta turbulencia, el efecto colina y el comportamiento heterogéneo del viento.

De cara a solucionarlos se está optando por el reforzamiento de componentes

críticos de de la turbina, la implementación de algoritmos de control mejorados

y estrategias de cambio de paso rápidas para poder reaccionar de la manera


más eficaz y sin que se provoquen problemas de sobrecarga en los

aerogeneradores debido a las rachas de viento.

Hay ciertos requisitos marcados por el Operador del Sistema, y que a través

de la regulación afectan a la oferta tecnológica en dos aspectos: el complemento

por reactiva y el complemento por continuidad de suministro frente a los

huecos de tensión (obligatorio a partir de la aprobación del 661/2007).

Para lograr acomodarse a los nuevos requerimientos, se utiliza tecnología

doblemente alimentada. Esta permite que se pueda variar la magnitud del

control de la potencia reactiva, gracias a que desde el convertidor se inyectan

unas corrientes al rotor del aerogenerador que tienen una variación tanto en

frecuencia como en fase y/o magnitud, puesto que de esta forma se puede

variar tanto la fase del control de la potencia activa como la frecuencia del

control de la velocidad del rotor. Además, gracias a esta tecnología se permite

minimizar la distorsión de los armónicos, consiguiendo una mejor calidad de la

energía y minimizar las pérdidas que se producen en el inversor, debido a que

por el convertidor solo pasa entorno al 20% de la potencia.

Persiguiendo el mismo objetivo, se está implementando la nueva generación

SCADA, con reguladores más avanzados que permite el control de la potencia

activa, reactiva, aparente, además del control de la tensión.


Figura 20: Sistema de control SCADA de la potencia reactiva

El hueco de tensión ha sido definido por Red Eléctrica Española en el P.O.

12.3 tal como muestra la Figura 21. Para cumplir con este requerimiento en los

aerogeneradores con máquina asíncrona doblemente alimentada, se está

implementando el denominado crowbar activo, que consiste en un dispositivo

de electrónica de potencia, ideado para adecuar las máquinas actuales y las

nuevas a cumplir con este requisito. También, pero sólo en las máquinas

nuevas, se está optando por el sobredimensionamiento del convertidor del lado

del rotor.

Figura 21: Curva de tensión - tiempo admisible en el punto de conexión

El crowbar activo se basa en un rectificador que alimenta el dispositivo de

electrónica de potencia de resistencia variable, el cual cortocircuita el rotor del

Fuente: REE

Fuente: GAMESA


aerogenerador, como se muestra en la Figura 22. De esta manera, si se producen

sobrecorrientes en el estator entra en funcionamiento el dispositivo. Con este

elemento se permite un doble comportamiento del aerogenerador, dependiendo

de si se encuentra en velocidad o régimen supersíncrono o subsíncrono. En el

régimen supersíncrono, más allá del entorno de 1.500 rpm, en el momento en

que se activa el crowbar activo de la máquina, esta permanece conectada a la

red y se comporta como un generador, inyectando potencia activa y un poco de

reactiva a la red. Durante el tiempo de falta, en el cual no está en activo el

crowbar activo, el generador suministra potencia reactiva a la vez y por lo tanto

contribuye a que se despeje o aísle la falta, o contribuye a la estabilidad de la

red. En régimen subsíncrono, a menos de 1.500 rpm, la entrada del crowbar

activo convierte a la máquina en un motor de inducción, que estaría

absorbiendo potencia activa de la red y por lo tanto contribuyendo a la falta.

Para evitar esto, se hace que el estator de la máquina se desconecte y se vuelva a

conectar cuando la tensión se haya recuperado.

Figura 22: Modelo Crowbar de Gamesa

Para generadores asíncronos, existen las alternativas de electrónica de

potencia conectada en paralelo, como puede ser el sistema D-VAR que admite

Fuente: GAMESA


sobrecargas transitorias; y la electrónica de potencia conectada en serie, como

por ejemplo el WindFACT que mantiene la tensión en el lado de la instalación

eólica transitoriamente durante los huecos.

Por último, también se están aplicando otras tecnologías más novedosas,

como los aerogeneradores de imanes permanentes y los aerogeneradores con

convertidor total (Full converter), que es la tecnología mejor preparada para

soportar los huecos de tensión, mediante la instalación de “chopper” en el bus de

continua para eliminar la energía durante la falta, existiendo equipos que

pueden mantenerse conectados con tensión nula durante tres segundos.

Figura 23: Aerogeneradores con convertidor total

Como resumen, se recogen las anteriores características de la tecnología en la

Tabla 1, mostrada a continuación:

Desafío

tecnológico

Descripción Solución Beneficios

Sistema de control Rendimiento

aerodinámico.

Producción.

Niveles de ruido.

Paso y velocidad

variable.

Mejor rendimiento

aerodinámico.

Producción mejorada.

Mejora del control de

potencia.

Menores niveles de ruido.


Paradas de turbina más

seguras

Mantenimiento:

Sistemas de

monitorización

Rotura de

componentes

críticos.

Producción

Sistemas de

mantenimiento

predictivo.

Medida vibraciones

eje principal.

Transmisión de

alarmas.

Incremento vida útil.

Mayores niveles de

disponibilidad.

Menores costes de

mantenimiento.

Predicción en

componentes asociados.

Mantenimiento:

Control remoto

Niveles de

disponibilidad.

Integración con

otros parques.

Sistemas de control

remoto.

Mayores niveles de

disponibilidad.

Gestión de activa y

reactiva.

Limitación de potencia de

salida del parque.

Bajas densidades

de potencia

Cargas.

Deflexión punta de

pala.

Palas estructuras

híbridas

Mayores áreas barridas

con cargas contenidas

Reducción de

ruido

Componentes

mecánicos.

Ruido

aerodinámico.

Optimizar

aislamiento góndola.

Diseño multiplicador

mejorado.

Diseño punta de pala

mejorado.

Reducción de

velocidad de giro,

adaptación rel. de

multiplicación

Versiones de bajo ruido

con máxima protección.


Terreno complejo Turbulencias.

Efecto colina.

Viento

heterogéneo.

Reforzamiento

componentes críticos.

Rápidas estrategias

de cambio de paso.

Algoritmos de

control optimizados

Menor fatiga en

componentes.

Mayores disponibilidades.

Control de reactiva Calidad de energía Tecnología

doblemente

alimentada.

Convertidores

electrónicos.

SCADA

Regulación de potencia

activa y reactiva.

Mayor calidad energía.

Disminución pérdidas

eléctricas.

Huecos de tensión Redes débiles. Crowbar activo

Electrónica de

potencia.

Imanes permanentes

Full converter.

Contribución a la

estabilidad de la red.

Tabla 1: Análisis de la tecnología, evolución.

2.3.2.3 Fabricantes

A pesar de los avances tecnológicos, en el corto plazo no se está traduciendo

en una disminución de los precios de venta de los aerogeneradores, sino en un

aumento de los mismos en los últimos años. Esto se debe fundamentalmente al

importante incremento del precio de las materias primas, a la reducción del

número de horas de los nuevos emplazamientos, que exigen máquinas de

tecnología más avanzada, de diseño y desarrollo más sofisticado.


Figura 24: Evolución del número de horas equivalentes en España

El mercado nacional se encuentra dominado por tecnología española que en

2007, según datos de IDAE, instalaron el 68% de la potencia total de ese año. La

potencia media unitaria, según las mismas fuentes, en ese mismo año fue 1.560

kW.

Las empresas con mayor potencia eólica instalada acumulada en España son

Gamesa Eólica con un 56%, seguida de Vestas con un 14.

La situación internacional es bien distinta, en donde Vestas es el mayor

productor, siendo el único suministrador global, ya que se encuentra presente

en casi todos los mercados. En segundo lugar se encuentra GE Energy, cuyo

mercado dominante es el norteamericano. En tercer lugar se encuentra la

española Gamesa, muy seguida de la alemana Enercon, todos ellos con una

cuota de mercado superior al 10%.

2.4 Ventajas y retos

Las ventajas más destacables de la energía eólica, respecto a otros tipos de

tecnología son:

El viento es un recurso natural renovable e ilimitado, que no corre

peligro de agotarse con el paso de los años.

Al ser una fuente de energía renovable, permite evitar la emisión de

CO2.


Existencia de un marco legal de apoyo económico que ha permitido

invertir en este tipo de tecnología obteniendo una rentabilidad

aceptable.

Tecnología más desarrollada que en otras fuentes de energía

renovable, que ha permitido hacer frente a los inconvenientes que

existían al comienzo de su implantación y, a diferencia del resto de

energías renovables, conseguir un coste casi competitivo con el de las

fuentes de generación convencionales.

Por otro lado, existen ciertos retos a los que todavía debe hacer frente:

Los asociados a la predicción de la producción, debido a la

aleatoriedad del viento, que hacen difícil gestionar su variabilidad.

El impacto medioambiental de los aerogeneradores, por su ruido e

impacto visual.

Integración en el sistema eléctrico, procurando la máxima

contribución de esta energía sin descuidar la estabilidad del sistema.

Permitiendo la regulación de reactiva y soportar huecos de tensión.

Desarrollo de la red eléctrica que facilite una incorporación más

sencilla de la energía generada por los parques eólicos.

Mejorar la tecnología eólica offshore para aprovechar su potencial y

acometer las inversiones. Los parques eólicos en el mar gozan

generalmente de unos mejores recursos que en tierra firme, al

disponer de viento más fuerte y constante, aunque los costes de

explotación son mayores debido a los elevados gastos de operación y

mantenimiento.

3 Análisis de un proyecto de

repotenciación

3 Análisis de un proyecto de repotenciación 38

3 Análisis de un proyecto de repotenciación

3.1 Introducción

A raíz de la evolución tecnológica que se ha venido produciendo en los

últimos años, con la tendencia hacia un mayor tamaño de máquinas y un

incremento del rendimiento de las mismas, se abre la oportunidad en este

momento de la repotenciación (repowering), de sustituir, antes de alcanzar el

final de la vida útil, los aerogeneradores de primera generación por los actuales,

obteniendo un incremento de prestaciones muy importante. Sin embargo, no

existe un incremento tan grande del rendimiento ni una mejora significativa de

la curva de potencia en máquinas de seiscientos-ochocientos kilovatios, excepto

en las de paso fijo.

De esta manera, la instalación de nueva tecnología permite lograr un mejor

aprovechamiento de los emplazamientos. La posibilidad de rediseñar un

parque, permitiendo la optimización del espacio ocupado, aprovechando el

conocimiento del recurso eólico durante la operación del parque antiguo e

instalando tecnología más moderna, redunda en conseguir un aumento de la

eficiencia de los aerogeneradores y por ende un mayor número de horas

equivalentes.

Otros aspectos importantes a considerar es la reducción de los costes de

mantenimiento por unidad de energía generada de unas instalaciones antiguas

que pueden tener problemas técnicos e incluso de seguridad.

La incidencia ambiental será reducida considerablemente, ya que se

disminuye el número de máquinas con una velocidad de rotación menor y

consiguiendo una mejor integración en el entorno. Además también se reduce el

impacto acústico. Todo esto repercute en una distribución del impacto

paisajístico.

Índice de Tablas 39

Un problema que se plantea es la posible limitación de la evacuación y del

vertido de la energía producida a la red. Por ello, la repotenciación no siempre

irá ligada a un aumento de la potencia autorizada del parque, sino que habrá

casos en los que simplemente consistirá en el cambio de máquinas (aunque a

veces puede resultar interesante instalar más aerogeneradores, incrementando

la potencia de la planta en hasta un 40% de la potencia original; es lo que se

denomina sobreinstalación, que permite aprovechar mas eficientemente las

redes de evacuación cuando los vientos no son elevados).

A la hora de evaluar el proyecto de repotenciación, no se presume tan

sencillo, y será necesario primero entender la legislación existente y a

continuación considerar los aspectos económicos y demás variables que le

afectan, realizando un estudio económico–financiero completo.

3.2 Marco legislativo

La repotenciación de los parques eólicos en España está regulada a través de

la Disposición Transitoria Séptima del Real Decreto 661/2007.

En el apartado 1 quedan determinadas las instalaciones que podrán percibir

prima por repotenciación, como aquellas con fecha de inscripción definitiva

anterior al 31 de diciembre de 2001, entendiendo por repotenciación como “una

modificación sustancial cuyo objeto sea la sustitución de sus aerogeneradores por otros

de mayor potencia, en unas condiciones determinadas”. Por tanto, será importante

considerar tal fecha, de igual manera que se hará con otros factores como la

tecnología. La repotenciación sin ajustarse a estas características, es decir, con

fecha de inscripción posterior a dicha fecha, no percibirá posible prima alguna.

Según se determina en el apartado 2: “se establece como objetivo límite de

potencia, a los efectos del régimen económico establecido en el presente real decreto, de

2000 MW adicionales a la potencia instalada de las instalaciones susceptibles de ser

repotenciadas, y que no se considerara a los efectos del límite establecido en el artículo

38.2”. De esta manera, se establece un objetivo de potencia de 2.000 MW


adicionales a los 20.155 MW que es el objetivo del citado RD para el 2010.

Entendiendo que si una instalación con fecha de inscripción anterior al

31/12/2001 se amplía de 15 MW a 25 MW, el adicional es 10 MW.

En el apartado 3 se establece la prima: “Para estas instalaciones, mediante

acuerdo del consejo de Ministros, previa consulta con las Comunidades Autónomas,

podrá determinarse el derecho a una prima adicional, especificada para cada instalación,

máxima de 0,7 c€/kWh, a percibir hasta el 31 de diciembre de 2017”. Esta prima es por

tanto discrecional, cuya tramitación , en general, será lenta.

Las instalaciones deberán cumplir ciertos requisitos, recogidos en el apartado

4: “Estas instalaciones deberán estar adscritas a un centro de control de generación y

deberán disponer de los equipos técnicos necesarios para contribuir a la continuidad de

suministro frente a huecos de tensión, de acuerdo con los procedimientos de operación

correspondientes, exigibles a las nuevas instalaciones”.

A la hora de incrementar la potencia de cada instalación al repotenciar, se

debe tener en cuenta el apartado 5: “Siempre que la potencia instalada no se

incremente en más de un 40 por ciento y que la instalación disponga de los equipos

necesarios para garantizar que la potencia evacuable no vaya a superar en ningún

momento la potencia eléctrica autorizada para su evacuación antes de la repotenciación,

no será exigible una nueva solicitud de acceso al operador del sistema o gestor de la red

de distribución que corresponda. En caso contrario, el titular de la instalación deberá

realizar una nueva solicitud de acceso, en los términos previstos en el título IV del Real

Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre, por el que se regulan las actividades de

transporte, distribución, comercialización, suministros y procedimientos de

autorización de instalaciones de energía eléctrica.” Es decir, en el caso de que la

potencia no supere en más de un 40% la potencia instalada, no será exigible una

nueva solicitud de acceso al operador del sistema.

3.3 Características del negocio de los parques eólicos

El negocio de los parques eólicos se caracteriza por precisar una gran

inversión inicial que será recuperada a lo largo de la vida útil del activo a través


de la venta a la red eléctrica de la energía generada. La cantidad de energía que

se podrá producir dependerá principalmente de la potencia nominal de los

aerogeneradores y del potencial eólico del emplazamiento elegido.

El camino que transcurre hasta la puesta en funcionamiento de la instalación

es largo y complejo. El tiempo que suele transcurrir desde el inicio de las

mediciones de viento del lugar escogido hasta la puesta en marcha es del orden

de tres años, pero puede ser incluso mayor. Esto es debido a los largos plazos

de tramitación de multitud de autorizaciones, permisos y licencias.

Una vez comienza la actividad, se incurrirá en una serie de gastos de

operación y mantenimiento necesarios para el correcto funcionamiento de la

instalación. A parte de estos, habrá que hacer frente a los costes relacionados

con la gestión y administración, seguros y el alquiler de los terrenos.

A la hora de enfrentarse a la repotenciación de un parque existente, la

inversión necesaria será de nuevo elevada, sobre todo condicionada por la

tecnología que se vaya a instalar y por el tamaño del proyecto, pero sin

embargo los plazos no serán tan prolongados ya que gran parte de los trámites

requeridos al inicio no es necesario repetirlos o son ya conocidos.

3.4 Valoración de un proyecto

Uno de los primeros aspectos que hay que tener en cuenta a la hora de

valorar un proyecto es la estructura de financiación del mismo. Un proyecto

puede financiarse de muy diversas maneras. Las dos fuentes principales de

financiación son:

• Fondos propios o los aportados por los accionistas del proyecto

• Fondos ajenos que pueden ser aportados por entidades financieras,

capital privado, inversores institucionales, instituciones públicas, etc.

Estos recursos también pueden clasificarse atendiendo al coste de su

devolución:


• Fondos sin coste

• Fondos ajenos con coste

• Fondos propios

El índice de apalancamiento muestra el porcentaje de recursos ajenos con

coste sobre fondos propios. Este indicador es importante porque la estructura

de financiación del proyecto posee un impacto directo sobre el plan de negocio.

El proyecto será económicamente viable cuando sea capaz de remunerar a

los diferentes fondos con los que se ha financiado, es decir, cuando lo que se

obtenga del proyecto sea mayor que lo que cuestan los recursos invertidos.

La rentabilidad mínima exigida a un proyecto o WACC (Weighted Averaged

Cost of Capital) es aquella que permite remunerar a las diferentes fuentes de

capital utilizadas para la financiación del mismo y se calcula como la media

ponderada del coste de capital y del coste de la deuda.

El coste de capital es aquella retribución mínima que asigna cada inversor a

sus recursos, mientras que el coste de la deuda será aquel estipulado por las

entidades financieras a las que se ha recurrido.

La rentabilidad real del proyecto será, por lo tanto, la diferencia entre la

rentabilidad total del proyecto y la rentabilidad mínima exigida. Por lo tanto, se

podría decir que cualquier proyecto con rentabilidad inferior a la mínima

exigida estaría destruyendo valor para el accionista.

3.5 Planteamiento del análisis

El principal objetivo del presente documento es estudiar si es interesante

repotenciar los parques actuales existentes en España que cumplen con los

requisitos estipulados en el Real Decreto, y de serlo, cuando sería el momento

más adecuado para realizar la repotenciación.


Para ello, se comparará la rentabilidad de dos perfiles distintos de inversión:

Proyecto original, suponiendo que al agotar su vida útil se desmantela

y deja de ejercer la actividad. La Figura 25 muestra su perfil, donde se

observa que consta de un desembolso inicial y una generación de

fondos hasta alcanzar el final de su vida.

Figura 25: Perfil del proyecto original

Proyecto completo, que costa del original hasta el año que se

repotencia (antes de alcanzar el final de su vida útil), en el que se

produce el cambio a la nueva instalación, suponiendo que se

mantendrá la actividad hasta agotar la vida útil de este segundo

proyecto, momento en el que se desmantelará. En la Figura 26 se

muestra el perfil del proyecto alternativo, en el que existen dos

desembolsos, el inicial y el de repotenciación, y una generación de

fondos hasta el final de la vida útil de la instalación repotenciada.

Figura 26: Perfil del proyecto completo (original más repotenciado)


Para poder realizar el análisis se irá variando el año en que se realiza la

repotenciación, buscando el momento en que ésta resulte más interesante.

Se tratan de proyectos sustitutivos que además gozan de vidas útiles

diferentes, por lo que a la hora de realizar el estudio, lo más correcto es suponer

que el proyecto de vida más larga se liquida al final de la vida del otro proyecto,

dándole un valor en venta que en este caso será la actualización a ese momento

de los flujos futuros que tendría el parque hasta alcanzar el final de su vida.

A la hora de evaluarlos, se llevarán ambos al momento en que se inicia la

inversión original, ya que de esta manera se podrá saber qué inversión es la más

interesante. Llegados a este punto, es importante destacar que para poder

realizar el análisis de esta manera, se considerará que es una misma sociedad.

Para realizar la valoración económica de un proyecto existen dos formas

complementarias: por Descuentos de Flujos de Caja o por Múltiplos de

Transacciones Comparables.

El método de los descuentos de flujos de caja es el más apropiado para

analizar la rentabilidad de un proyecto como este, ya que los flujos de caja

recogen el valor producido por el mismo a lo largo de toda su vida útil, o lo que

es lo mismo, la capacidad que tiene el negocio para generar liquidez. Se trata de

un análisis de los fundamentales de la inversión. Para poder utilizar este

método es necesario que tanto los ingresos como los gastos generados durante

la explotación sean predecibles con un elevado grado de certidumbre y además

sus inversiones tienen que ser conocidas.

Los flujos de caja que considera son de dos tipos: el flujo libre de caja, reflejo

de las entradas y salidas de caja del negocio sin tener en cuenta la estructura del

proyecto, y el flujo de caja del accionista, que se trata de la caja una vez

devueltos los recursos obtenidos de terceros y su correspondiente coste.

De una manera general, el análisis económico-financiero se realiza en base a

los parámetros que se muestran en la Figura 27.


Figura 27: Parámetros del análisis económico-financiero del proyecto

Como se ha indicado, el método escogido para la valoración necesita los

distintos flujos de caja que tienen lugar a lo largo de la vida útil del proyecto.

En primer lugar tiene lugar la inversión inicial, que se encuentra repartida a

lo largo de varios años, pero que será llevada al año cero.

Una vez comienza el funcionamiento de las máquinas, se generaran unos

determinados flujos de caja durante la vida útil del proyecto que representan el

flujo neto de entradas y salidas de efectivo derivadas del funcionamiento de la

instalación, con los que se pretende recuperar la inversión.

El ingreso principal de un parque eólico se debe a la producción de energía,

además de algún otro como puede ser la prestación de servicios

complementarios a la venta de energía (que no suele ser importante).

Los gastos son de diversa naturaleza. Por un lado están los de operación y

mantenimiento, los seguros, la gestión y administración del parque, el alquiler

de terrenos, el pago de impuestos y tasas locales, etc. Por otro lado se deben

considerar los costes derivados de la financiación.

Tanto los ingresos como los gastos dependen de otras variables que pueden

estar relacionadas con características técnicas del parque, como potencia

Fuente: IDAE


instalada o número de horas equivalentes; con la estructura de la financiación,

como los intereses o el porcentaje de recursos propios; y con aspectos contables,

tales como el período de amortización, exenciones fiscales, tipo impositivo o

inflación.

Otra manera de resumir visualmente estos parámetros es la recogida en la

Figura 28.

Figura 28: Perfil del proyecto de un parque eólico

3.6 Criterios de selección de inversiones

De cara a seleccionar un proyecto u otro existen diferentes indicadores de

rentabilidad basados en los Flujos de Caja. Los más característicos son el

Periodo de recuperación o Payback, la Valor Actual Neto y el Tasa Interna de

Rentabilidad.

3.6.1 Período de recuperación o Payback

Indica el período temporal desde que se realiza la inversión hasta que ésta es

recuperada a través de los flujos de caja generados por la instalación.


Dependiendo del perfil del inversor y de su capacidad financiera, el Periodo

de Recuperación de la inversión puede ser una variable importante a la hora de

evaluar el proyecto.

Esta variable cobra importancia cuando se desea generar más fondos o

recursos, ya que períodos de recuperación más pequeños dan la posibilidad de

reinvertir los beneficios obtenidos de la actividad del negocio.

Un proyecto puede tener varios períodos de recuperación en función del

calendario de inversiones que se haya establecido.

Este criterio tiene el problema de olvidarse del concepto de valor del dinero

en el tiempo. Otro problema es que no considera lo que sucede después de

recuperarse la inversión.

3.6.2 Valor Actual Neto

Se trata del valor financiero a día de hoy de todos los flujos de caja futuros

generados por la inversión. Por tanto, introduce el concepto del valor del dinero

en el tiempo.

Para poder obtener el VAN hay que utilizar una determinada tasa de

descuento con el fin de traer a la fecha actual estos flujos. Como lo que se

pretende es mantener las hipótesis de rentabilidad del proyecto, esa tasa de

descuento coincidirá con la tasa de rentabilidad mínima exigida, habitualmente

el WACC que refleja la retribución de las diferentes fuentes de financiación del

proyecto.

Por tanto, un proyecto de VAN cero no añade ni resta riqueza a los

accionistas, sino que simplemente les da la rentabilidad que exigen. Si el VAN

es positivo, en esa cantidad aumenta el valor de la empresa.


3.6.3 Tasa Interna de Rentabilidad

La Tasa Interna de Rentabilidad es el tipo de descuento que da lugar a un

valor actualizado neto igual a cero. Es el tipo de interés al que hay que

descontar los flujos de caja para obtener un Valor Actual Neto igual a cero.

Este indicador proporciona una idea de la rentabilidad de un proyecto. Si se

tiene en cuenta que a dicho proyecto hay que exigirle una rentabilidad mínima,

la rentabilidad real del mismo será la diferencia entre la TIR y el WACC.

3.6.4 Elección de Indicador de Rentabilidad

Atendiendo a las características expuestas, cada gestor seleccionará aquel

indicador de rentabilidad que considere más adecuado y acorde a sus políticas

de inversión.

El criterio VAN es superior a los demás dado que su tipo de reinversión es

más realista y porque es más coherente con los planteamientos del objetivo

financiero.

En éste análisis se considerará el VAN y el Período de Recuperación tanto de

un proyecto como de otro.

A la hora de elegir entre dos proyectos, aquel con mayor VAN será el que

tenga un valor más elevado y por tanto el más interesante. En el caso que se

diera que ambos VAN son iguales, el siguiente criterio sería el que tuviera un

menor Período de Recuperación, ya que está indicando un menor riesgo.

Los riesgos principales que lleva asociado todo proyecto eólico se pueden

clasificar en operativos, financieros, regulatorios y macroeconómicos.

4 Modelo para el análisis del

momento óptimo para

repotenciar un parque eólico

4 Modelo para el Análisis del Momento Óptimo para Repotenciar un Parque Eólico 50

4 Modelo para el Análisis del Momento Óptimo para

Repotenciar un Parque Eólico

4.1 Introducción

Tras haber analizado los parámetros y factores que influyen en la valoración

de un proyecto eólico, y en concreto un proyecto de repotenciación de un

parque eólico ya se puede proceder a elaborar la herramienta que nos permita

conseguir dicho objetivo.

4.2 Herramienta Informática

El programa informático elegido y utilizado para desarrollar el modelo ha

sido la hoja de cálculo de Microsoft Office, Excel. Esta decisión fue tomada

debido a que Excel es una herramienta que permite un tratamiento y

presentación clara, directa y sencilla de los datos, además de la posibilidad de

representarlos en gráficos y también ofrece la opción de programar macros en

Visual Basic necesarias para obtener los resultados y poder realizar el análisis.

Otro factor a favor de Excel es que es un programa muy versátil y disponible

en la mayoría de equipos informáticos. Esto permite poder realizar ajustes y

cambios en los datos y dentro del modelo, en caso de ser necesario, para

adaptarlo a unas nuevas condiciones.

4.3 Características y Funcionamiento del Modelo

El modelo informático está compuesto por siete hojas de Excel, cada una de

ellas con una función distinta:

• Datos Entrada

• Ingresos y gastos

• NO repot


• SI repot

• VAN

• Gráfico

• Flujos de caja

Figura 29: Detalle hojas del modelo

A continuación se explicará detalladamente la información contenida en cada

una de ellas y los parámetros empleados, así como el tratamiento que se le da y

su utilidad.

4.3.1 Datos de Entrada

Esta información se encuentra recogida y organizada en dos hojas: “Datos

Entrada” e “Ingresos y gastos”.

La hoja “Datos Entrada” contiene todos los datos de partida considerados

para realizar el análisis. Estos datos son la información base de todos los

cálculos. El resto de parámetros utilizados en otras hojas serán función de éstos,

y por tanto, la hoja “Datos Entrada” es el único lugar en el que pueden ser

modificados.

De todas maneras, aunque la mayoría de los datos de esta hoja son variables

que se han considerado para el análisis económico del proyecto y deberán ser

asignados por el usuario, otros, generalmente datos adicionales, o bien son

constantes y vienen prefijados, o bien son función de algún dato ya introducido.

Por tanto no todas las celdas de esta hoja deberán ser rellenadas.


Figura 30: Detalle celdas a completar

Dentro de esta hoja se han organizado las variables en tres categorías, según

la manera y a que parte del proyecto se refieren. Además existe un cuarto

elemento que es el que permite ejecutar el programa:

• Datos generales

• Datos inversión original

• Datos inversión repotenciada

• Botón de cálculo

A su vez, tanto los datos de la inversión original, como los de la

repotenciada, se encuentran divididos en nuevas categorías:

• Datos de la inversión

• Datos técnicos

• Ingresos

• Gastos

• Financiación


4.3.1.1 Datos generales

Dentro de esta sección se han considerado el nombre del proyecto y datos

más generales que el propio proyecto, como son la tasa impositiva, tipo de

Impuestos de Sociedades (IS), el Índice de Precios de Consumo (IPC) Medio y el

tipo del Impuesto sobre el Valor Añadido (IVA). También se incluye en este

apartado una variable que, como se verá más adelante, tendrá gran importancia

en el análisis que se realizará como es la tasa de descuento.

Figura 31: Nombre del proyecto

Únicamente el nombre del proyecto y la tasa de descuento serán

introducidas por el usuario. El campo del nombre del proyecto será luego

utilizado por la macro como el nombre con que será guardado de manera

automática el archivo con los cálculos realizados y los resultados obtenidos.

Figura 32: Datos generales del proyecto

La tasa de descuento es el coeficiente que se aplica para determinar el valor

actual de un pago o capital futuro. Este coeficiente es función de la inflación

estimada a largo plazo, la rentabilidad sin riesgo para el periodo del proyecto


aproximadamente y la prima de riesgo. Por ello se habilitan dos casillas, una

para la tasa de descuento del proyecto original y otra para el nuevo proyecto.

Estas se esperan que sean diferentes, ya que la situación no es igual ahora que

hace quince años, cuando el riesgo de este tipo de inversiones era mucho

mayor, ya que el sector era incipiente. En la Tabla 2 se presentan los valores

empleados:

Proyecto original (’95) Proyecto nuevo (’09)

Rentabilidad sin riesgo

(valor real) 2% 2%

Inflación estimada

(largo plazo) 3% 2%

Prima de Riesgo 4% 3%

Tasa de descuento

(nominal) 9% 7%

Tabla 2: Tasa de descuento orientativa

La tasa impositiva (impuesto de sociedades) y el IVA vienen determinados

por la regulación correspondiente, por lo que son valores determinados. Por

último, el IPC, que es el indicador de la variación de los precios de los bienes y

servicios que consume la población. Servirá para actualizar los valores actuales,

aunque generalmente se utiliza para la revisión de los valores actuales y poder

obtener valores futuros. Para ello, se ha tomado un valor constante, a partir de

los datos reales de los últimos años recogidos en la Tabla 3, al que se llamará IPC

Medio en una cifra razonable como es el 3% hasta el año 2008, y un 2% a partir

de 2009. Este valor en caso de llegar a ser necesario podría ser modificado y el

modelo se adaptaría con facilidad al cambio.


Año 2008 2007 2006 2005 2004 2003 2002 2001 2000 1999 1998 1997 1996 1995IPC 1,4% 4,2% 2,7% 3,7% 3,2% 2,6% 4,0% 2,7% 4,0% 2,9% 1,4% 2,0% 3,2% 4,3%

Tabla 3: Evolución anual del IPC en España (variación anual en diciembre del año de referencia. Sistema IPC base 2006)

4.3.1.2 Datos inversión original

En esta segunda categoría se definen las principales características del

parque eólico original, es decir, la instalación para la que se está haciendo el

análisis y es la que actualmente está en funcionamiento, por lo que los datos

que se introducirán en esta sección serán los reales de dicha instalación.

También puede darse el caso de querer hacer un análisis más general, para

parques de un año dado, por lo que los datos de este caso serán reales pero

obtenidos de una base de datos histórica.

Dentro de este apartado se completarán todas las categorías definidas

anteriormente.

4.3.1.2.1 Datos de la inversión

Esta sección hace referencia y recoge la información correspondiente a las

características económicas y temporales de la inversión, recogidas en la Figura

33.

Figura 33: Datos de la inversión original

Se tendrá que introducir el año en el que se inició la inversión, que será

considerado el año cero en el perfil de la inversión. A la hora de afrontar un

proyecto de construcción de un parque eólico, el proceso comienza mucho antes


de lo que se ha llamado año de inicio de la inversión, como se explicó antes.

Como todo proyecto, lleva unos pasos y se prolonga a lo largo de varios años.

Al evaluar este caso, es necesario fijarse en que la inversión a lo largo de esta

etapa no está uniformemente repartida. Tras una primera y prolongada fase de

promoción, que puede durar tres o más años, se llega al momento de la

inversión, previa realización de las especificaciones técnicas de compra y

adjudicación de los efectos reciclados se llega a la fase de construcción. Los

desembolsos en la primera parte, que serán costeados con recursos propios y

cuyo riesgo es mucho mayor, son mucho menores que los de la última y más

corta. Por ello y ya que no todas las compras de bienes inmovilizados tienen

lugar en la misma fecha, a la hora de considerar nuestro perfil de inversión se

imputará el desembolso total agrupado al final del año cero, año anterior al de

puesta en marcha, teniendo en cuenta los intereses intercalarios de ese período.

A continuación, se establecerá el coste de la inversión en €/MW. En la Figura

34 se observa la evolución del coste por kW instalado en moneda corriente. Esta

gráfica resultará muy útil para el caso en que no se disponga del coste real de la

inversión.

Figura 34: Evolución costes de inversión por kW


El coste de inversión de un parque eólico, agrupa los correspondientes a

aerogeneradores, infraestructura eléctrica, obra civil y otros gastos. Como se vio

anteriormente en la Figura 9, a partir de datos de IDAE para un parque de 25

MW en España, el porcentaje mayor de los gastos, un 75%, corresponden a los

aerogeneradores; en torno a un 15% a la infraestructura eléctrica, mientras que

un 6% corresponde a la obra civil, y el 4% restante a varios conceptos, que

incluye ingeniería, dirección de obra, control de calidad, seguridad y salud, etc..

Es importante recordar que se debe considerar de alguna forma el alto riesgo en

que se ha incurrido en la fase de promoción hasta que el proyecto ha obtenido

todos los permisos para su construcción.

El siguiente término a considerar será el plazo de amortización, teniendo en

cuenta que se considera la amortización contable, no la fiscal, que puede variar

de 12 a 20 años según la ley vigente. Este rango de años permite realizar,

además de la amortización normal, la amortización acelerada, que se realiza en

menos años que la vida útil de la instalación y tiene la ventaja de reducir el

beneficio declarado en los años inmediatamente siguientes a la inversión de

capital, con lo que se reducen los impuestos sobre los beneficios de la sociedad

y se incrementa el cash flow. Sin embargo, al acelerar la amortización, los

beneficios e impuestos tras la completa amortización serán mayores y por tanto

el cash flow será menor que el obtenido siguiendo el sistema de amortización

normal.

Por último, será necesario estimar el valor residual del parque al final de su

vida útil. Este valor se puede definir como un porcentaje sobre el total de la

inversión. Cuando se evalúa el valor residual de un parque hay dos aspectos a

los que prestar atención, el valor residual inmaterial y el material. El primero de

ellos es más difícil de evaluar, ya que en el se valora el potencial del

emplazamiento del parque, como generador de energía eléctrica, que por tanto

está ligado de alguna forma al valor mercantil del terreno, más aún siendo

conocido el histórico de producción durante largo tiempo. Por otro lado está el

material, que valora los equipos, teniendo en cuenta que pueden reutilizarse en


otros proyectos (países del tercer mundo por ONG) para obtener piezas y

repuestos o para chatarra. Un uso u otro depende del número de horas de

funcionamiento equivalentes al que hayan sido expuestos y del estado de

conservación de los equipos, en definitiva del mantenimiento de los mismos.

Queda en manos del usuario introducir el valor residual en función del análisis

que quiera realizar. Un valor del 2% de la inversión inicial actualizado con el

IPC es un valor razonable teniendo en cuenta únicamente el valor residual

material, ya que nuestro objetivo en la repotenciación en continuar la misma

sociedad con la explotación del recurso eólico y no es susceptible de

negociación la renta de los posibles derechos de explotación, considerando que

al final de su vida económica el equipamiento será utilizado para

achatarramiento y repuestos.

4.3.1.2.2 Datos técnicos

Para definir las características técnicas de un parque existen diferentes

posibilidades, por ejemplo definiendo el número de aerogeneradores y su

potencia unitaria. Sin embargo en este modelo se ha optado por especificar la

potencia total del parque, ya que esto ofrece la posibilidad de realizar un

estudio más global permitiendo considerar instalaciones con maquinas de

distinta potencia unitaria. Los parámetros contemplados en esta sección quedan

recogidos en la Figura 35.

Figura 35: Datos técnicos de la instalación original

La vida útil de la instalación está fijada en veinte años, puesto que es el valor

estimado de la vida de la instalación, sobre todo condicionado por el deterioro


de los aerogeneradores. De la misma manera, el año de entrada en explotación

no será necesario introducirlo, ya que su valor aparecerá automáticamente al

ser formulado como el año siguiente al de inicio de la inversión definido en el

apartado anterior.

Además de haber establecido la potencia total de la instalación,

introduciendo el número de MW totales, será necesario fijar el número de horas

equivalentes (NEH) de funcionamiento para poder evaluar posteriormente la

energía total producida (MWh). Este es un parámetro muy importante y

característico del parque porque proporciona información del potencial

energético del emplazamiento. El valor introducido será el valor medio para el

periodo, considerando que ese número será constante a lo largo de los años.

Plantas en los que el número de horas sea del orden o superior a 2.500 estarán

situados en emplazamientos bastante buenos.

En último lugar, queda por incorporar la reducción de producción del

primer año sobre el total de su capacidad. Esto permite hacer el modelo más fiel

a la realidad al considerar que el primer año es más susceptible de sufrir algún

retraso en la puesta en marcha de la planta al completo o una reducción de las

prestaciones al inicio de la operación.

4.3.1.2.3 Ingresos

Una vez definidos los datos técnicos y los datos de la inversión se entra en la

fase de explotación del parque eólico.

Figura 36: Ingresos en hoja "Datos Entrada"

En esta sección no hay que introducir ningún valor, puesto que se supone

conocido el precio de venta de la electricidad está regulada. En España

actualmente es el Real Decreto 661/2007, que sustituyó al Real Decreto


436/2004, el que marca la retribución a la generación de energía eólica. Éste

plantea dos alternativas: venta a tarifa regulada y venta libre en el mercado

diario.

En caso de acudir a mercado está incentivado, por estimarse que con ello se

consigue una menor intervención administrativa en la fijación de los precios de

la electricidad, así como una mejor y más eficiente imputación de los costes del

sistema. Por ello se percibirá el precio negociado en el mercado más una prima.

Pero además se introducen unos límites inferior y superior para la suma del

precio horario del mercado diario más una prima de referencia, de forma que la

prima a percibir en cada hora pueda quedar acotada en función de dichos

valores, como se muestra para el año 2008 en la Figura 37.

Figura 37: Prima + Pool, límite inferior y superior

La venta a tarifa regulada es más simple, siendo ésta única e independiente

de la potencia y del año de puesta en marcha. Para el año 2008 la tarifa regulada

fue de 75,68 €/MWh.

En ambos casos existen unos complementos por energía reactiva y por

continuidad frente a huecos (solo para instalaciones antiguas adaptadas),

además de unas penalizaciones por desvíos.

Fuente: Orden de tarifas (RD 661/2007)


En el modelo, los precios de venta de la energía utilizados están agrupados

en la hoja “Ingresos y gastos”, como se muestra en la Figura 38.

Figura 38: Precio de venta de la energía de la hoja “Ingresos y gastos”

Para el periodo de 1993 al 2008, los datos que aparecen son datos históricos

reales a los que se ha pagado la venta de electricidad en una instalación

concreta. Para los años anteriores a 1993 se ha aplicado la actualización de los

precios hacia atrás con el IPC, estableciendo un precio mínimo de 60 €/MWh.

Para el 2009 se ha tomado un precio de 80 €/MWh y se han actualizado los

valores con la tasa de actualización: IPC – 0,25% hasta el 2012 y después con

IPC – 0,5%. Se ha optado por esta elección por ser un precio conservador de

mercado, considerado más adecuado a la hora de realizar el análisis.

Ecuación 3: Precio actualizado para año mayor al 2009

4.3.1.2.4 Gastos

Después de analizar los ingresos por la venta de energía se consideran los

gastos y costes que conlleva la explotación del parque eólico. De nuevo en este

caso no se introduce ningún valor.

Figura 39: Gastos de explotación del parque

Por un lado se tienen en cuenta los gastos correspondientes al desarrollo de

la actividad, al funcionamiento diario del parque eólico, que son los llamados


gastos operativos. Éstos engloban los desembolsos derivados de la operación y

el mantenimiento, la gestión y administración, los seguros, el alquiler de los

terrenos, los impuestos por el desarrollo de la actividad y otros gastos. Cada

uno de estos conceptos tiene un peso distinto, siendo los costes de operación y

mantenimiento los mayores, como se puede ver en la Figura 40 para un parque

tipo de 49,5 MW.

Figura 40: Desglose de gastos de operación para parque tipo de 49,5 MW

La partida de operación y mantenimiento (correctivo y/o preventivo, y/o

predictivo y/o modificativo), a su vez se puede desglosar en la relativa a los

aerogeneradores y en la del resto de instalaciones. Los gastos en los

aerogeneradores, que suponen en torno a un 85%, se componen de los costes de

repuestos, de mano de obra y de consumibles.

Figura 41: Desglose partida de operación y mantenimiento

Fuente: IDAE

Fuente: IDAE


Los gastos de operación y mantenimiento, además de ser la parte más

importante se caracterizan por ser los únicos que varían según el año de

explotación. Debido a la garantía con que cuentan los equipos al comienzo de

su vida, aportada por el suministrador de los aerogeneradores, los gastos son

menores en los años 1, 2 y 3 (periodo de garantía). Según envejece la instalación,

estos gastos irán aumentando ya que el desgaste pasa factura a los

componentes. Por el contrario el resto de gastos operacionales son

independientes del año de servicio.

Figura 42: Evolución costes de operación y mantenimiento con la vida de la instalación

Para un parque típico de 49,5 MW de 2.500 horas en el año 2009, los gastos

operacionales en moneda constante se pueden agrupar como muestra la Tabla 4,

en función del año de explotación.

Tabla 4: Costes de operación de parque tipo de 49,5 MW para el 2009 en función del año de servicio

A la hora de la estimación de los gastos operacionales de cada año para el

parque repotenciado, en éste modelo se utilizan los datos de la anterior tabla


para el 2009, suponiendo que estos valores en un periodo corto no varían

demasiado y se toman como referencia. Ha de tenerse en cuenta que tanto los

gastos de operación y mantenimiento como los alquileres de terrenos son

función de la producción. Los valores no se mantienen constantes con el tiempo

y habrá que ir actualizándolos a lo largo de los años:

• gestión y administración, con el IPC + 1 punto

• Seguros, con el IPC

• Alquiler de terrenos varían en función de la previsión de facturación,

por tanto se actualizan con IPC.

• Impuestos y otros costes, con el IPC

• Operación y mantenimiento, con el IPC para cada valor del rango de

año de explotación.

Para obtener la cifra de gastos totales para un año, es necesario conocer el

año de entrada en servicio de la instalación y tomar el coste de operación y

mantenimiento correspondiente a ese año y añadírselo al valor de gastos totales

sin O&M.

Los años anteriores al 2009 no necesitan las operaciones anteriores sino que

se dispone, a partir de datos reales obtenidos de un parque en explotación, una

estimación de los gastos totales operacionales en €/MW a imputar. En el

pasado el periodo de garantía, al que se ha hecho referencia antes, no existía

como tal y los gastos operacionales eran comparativamente superiores.

Todos estos valores, que utilizará el programa a la hora de obtener los gastos

operacionales, quedan recogidos en la hoja “Ingresos y gastos”, como muestra

la Figura 43. En caso de ser necesario, el usuario podría modificarlos o

actualizarlos.


Figura 43: Gastos de operación en €/MW, de la hoja "Ingresos y gastos"

Los costes operacionales están por tanto en función del año de entrada en

servicio, aumentando conforme se llega al final de la vida útil de los

equipamientos y llegando a representar hasta aproximadamente un 28% sobre

la facturación prevista, como se muestra en la Figura 44.

Figura 44: % de Gastos operacionales sobre facturación

Por otro lado, se consideran los gastos de desmantelamiento. Estos son los

derivados del desmontaje de la instalación y restauración medioambiental del

terreno, que hay que realizar al final de su vida útil o cuando se decide cambiar

la instalación. Se presentan en porcentaje sobre el coste de la inversión

actualizado con IPC. En este caso se ha establecido un valor del 3% en base a

datos reales.


4.3.1.2.5 Financiación

En el apartado de financiación se introduce la posibilidad de abonar el coste

del proyecto a partir de una combinación de fondos propios y ajenos. El modelo

ha sido diseñado para considerar y realizar el análisis únicamente con un

préstamo.

Figura 45: Datos de la financiación del proyecto original

En primer lugar es necesario definir el porcentaje de recursos propios con

que se afronta el proyecto. Este es un valor sobre el total de la inversión y se

corresponde generalmente con el capital social del pasivo. El porcentaje de

recursos ajenos, en forma de préstamo a largo plazo, queda por tanto definido y

no es necesario introducirlo, al ser el complementario hasta alcanzar el 100% de

la inversión del proyecto.

Las características del préstamo es importante establecerlas. Tanto el tipo de

interés que le será aplicado, como el plazo, en número de años, en los que se va

a devolver. Por último, el año en que se inicia la devolución del préstamo no es

necesario introducirlo, pues se ha formulado para coincidir con el año de puesta

en marcha de la instalación, es decir, ser el siguiente al año en el que se realiza

la inversión. Podría en cualquier caso establecerse después la devolución

principal del préstamo, incorporando la opción de años de carencia en el

programa bancario.


4.3.1.3 Datos inversión repotenciada

En esta tercera categoría se definen las principales características del parque

eólico a repotenciar, es decir, la instalación que sustituirá a la actual.

Dentro de este apartado se completarán las mismas categorías definidas para

la inversión original, con pequeñas modificaciones.

4.3.1.3.1 Datos de la inversión

Esta sección hace referencia y recoge la información correspondiente a las

características económicas y temporales de la inversión, recogidas en la Figura

46.

Figura 46: Datos de la inversión de la instalación repotenciada

Se introducirá el año a partir del cual se pretende realizar el análisis, y por

tanto considerar la opción de repotenciar. El programa utiliza el concepto año

de repotenciación, que toma como punto de partida e irá incrementándolo hasta

llegar al año 20 de funcionamiento de la instalación original, que será el último

puesto que en ese momento se agota la vida útil del parque. Para cada año de

repotenciación se irán obteniendo y recogiendo los resultados para tomar una

decisión. El año de repotenciación será el año en el que paulatinamente tiene

lugar el cambio de la antigua a la nueva instalación.

De la misma manera que se explicó en el apartado Datos de la inversión

original, se ha asumido que el desembolso correspondiente a la nueva inversión


se produce en el llamado año de repotenciación, siendo este año el cero del

nuevo perfil.

A continuación, se establecerá el coste de la inversión en €/MW, de la misma

manera que se hizo para la inversión original, pero en este caso es necesario

utilizar un valor estimado a futuro. Como se ve a partir de los datos históricos

de la Figura 34, este valor no se mantiene en moneda corriente constante

conforme pasa el tiempo.

Las expectativas de tendencia de los costes de los aerogeneradores es que se

produzca un ligero incremento o se mantengan constantes en términos reales.

El aumento del tamaño unitario y tendencia al incremento del precio del acero y

otras materias primas a largo plazo avalan ésta hipótesis. Por otro lado, el

desarrollo de economías de escala y el aumento de la oferta frenarán este

ascenso. De la infraestructura eléctrica se espera un incremento gradual debido

a requisitos medioambientales más severos y a tensiones de evacuación más

elevadas y mayores distancias de las líneas eléctricas. Por último, también se

espera un ligero incremento en la obra civil, mientras que los costes varios se

espera que no varíen. En conclusión, cabe esperar un ligero incremento del

coste de inversión en términos reales, por ello es necesario actualizarlo según

aumente el año de repotenciación con el IPC + 0,5%.

En este caso no es necesario introducir el plazo de amortización, pues el

programa utilizará este valor como variable interna, obteniendo resultados para

distintos valores de la misma.

Por último, al igual que se realiza en la inversión original, será necesario

establecer el valor residual que se presupone tendrá el parque al final de su

vida útil, en porcentaje sobre el valor total de la inversión de repotenciación. De

nuevo, queda en manos del usuario considerar el valor residual material del

parque, el inmaterial o ambos.

4.3.1.3.2 Datos técnicos


Para definir las características técnicas de la instalación repotenciada, de

igual manera que para la instalación original se ha optado por especificar la

potencia total del parque. Los parámetros contemplados en esta sección quedan

recogidos en la Figura 47.

Figura 47: Datos técnicos de la instalación repotenciada

La vida útil de la instalación está fijada en veinte años, puesto que es el valor

estimado de la vida de la instalación, hoy en día garantizado por el fabricante y

por las entidades certificadoras, puesto que es su vida de diseño, si se lleva la

operación y mantenimiento de acuerdo con el manual del fabricante

Además de haber establecido la potencia total de la nueva instalación,

introduciendo el número de MW totales, será necesario fijar el número de horas

equivalentes (NEH) de funcionamiento para poder evaluar posteriormente la

energía total producida (MWh). Este valor será mayor que para la instalación

original, debido a la evolución de la tecnología, que permite obtener un mayor

aprovechamiento del mismo emplazamiento.

En último lugar, queda por definir el porcentaje de reducción de producción

en el año de repotenciación y en el siguiente, ya que el proceso de sustitución de

la instalación no es instantáneo. Durante ese periodo tiene lugar el

desmantelamiento del parque antiguo y la instalación del nuevo, por ello la

reducción de producción en el año de repotenciación será sobre la del parque

original, y sobre el nuevo parque en el siguiente. Queda en manos del usuario

elegir una fórmula u otra, pero una estimación conservadora será considerar

una reducción del 50% de la producción esperada para cada instalación.


4.3.1.3.3 Ingresos

El tratamiento que se da a los ingresos no exige más matizaciones que las ya

comentadas cuando fueron definidos para la inversión original, excepto la

referencia obligada a una nueva prima que se puede percibir por la

repotenciación según estipula el Real Decreto 661/2007, de 7 €/MWh hasta el

2017. Los valores del precio, como ya se vio en la Figura 38, son los recogidos en

la hoja “Ingresos y gastos” a los que el programa les añadirá la prima los años

que corresponda.

4.3.1.3.4 Gastos

A la hora de considerar los gastos, estos siguen los razonamientos que se

expusieron al definirlos para la inversión original, quedando los valores que

utilizará el programa recogidos en la hoja “Ingresos y gastos”.

Figura 48: Ingresos y gastos de la instalación repotenciada

4.3.1.3.5 Financiación

En el apartado de financiación se ofrece la oportunidad de completar los

datos del crédito otorgado, de igual manera a como se hizo para la inversión

original. En este caso el porcentaje de recursos propios y ajenos será sobre el

desembolso total del nuevo proyecto, y el año de inicio de amortización del

crédito será el siguiente al de repotenciación.


Figura 49: Datos de financiación del crédito del proyecto de repotenciación

4.3.1.4 Botón de cálculo

Una vez completados todos los datos de la hoja definida anteriormente, se

debe hacer clic en el botón que tiene escrito “Calcular”, como muestra la Figura

50, y de esta manera se ejecuta la macro que permitirá completar el resto de

hojas que almacenan la información económico-financiera del proyecto.

Figura 50: Botón de cálculo

4.3.2 Tratamiento de datos

Para el correcto funcionamiento del modelo y para organizar los datos de

una manera adecuada, se han elaborado las hojas “NO repot” y “SI repot”, en

las que se recogen los datos para el proyecto original y para el proyecto

completo (original + repotenciación) respectivamente.


En cada hoja se recoge un resumen de los principales datos de entrada

definidos anteriormente, siendo más completa la correspondiente al perfil de

inversión con repotenciación, ya que necesita los datos de ambos proyectos. En

la Figura 51 se pueden observar uno y otro caso.

Figura 51: Resumen datos de entrada para hoja “NO repot” y “SI repot”

Además, en cada hoja se presenta una tabla que es rellenada

automáticamente por el programa y la macro. Tiene una estructura próxima a la

de una cuenta de resultados, estando preparada para toda la vida del parque, y

en la que la última columna contiene el VAN del proyecto definido.

4.3.2.1 Cuenta de Resultados

Como paso previo, se aclararán los conceptos que servirán de base para la

realización del análisis.

La cuenta de resultados es un documento contable en el que se recogen los

ingresos y gastos que tiene el parque eólico durante un ejercicio económico,

cuya diferencia dará el beneficio o pérdida del negocio.


Es importante destacar la diferencia existente entre los conceptos de ingreso

y cobro y de gasto y pago. Los ingresos hacen referencia a operaciones que

incrementan el valor patrimonial de la empresa, mientras que los cobros se

refieren al hecho en sí de recibir el dinero. Por ello, en la cuenta de resultados se

registrará la venta en el momento en el que se produce como ingreso,

independientemente del momento en el que se cobre. La diferencia entre los

conceptos de gasto y pago es análoga a la anterior, el gasto hace referencia a

una operación que disminuye el valor del patrimonio, mientras que el pago se

refiere al hecho de entregar el dinero y saldar la deuda. De la misma manera

que antes, en la cuenta de resultados se recogen los gastos en los que incurre la

empresa con independencia del momento en el que se proceda al pago de los

mismos.

El patrimonio será el conjunto de bienes, derechos y obligaciones que tenga

la empresa, en este caso la sociedad establecida para la construcción y

explotación del parque eólico.

A grandes rasgos, la estructura de una cuenta de resultados es la siguiente:

en primer lugar aparece el resultado de explotación, que surge de restar a los

ingresos obtenidos por la generación de energía eléctrica, los gastos

operacionales y la amortización de la planta. Después se obtiene el resultado

antes de impuestos tras la suma de los resultados financieros y los

extraordinarios, que son los que no proceden de su actividad habitual.

Finalmente, se llega al beneficio o pérdida neta, que supone lo efectivamente

ganado o perdido por el negocio. Esto se puede ver con más claridad en la

Figura 52.


Ingresos de explotación (actividad)

‐ Gastos de explotación (actividad)

= I. RESULTADO DE EXPLOTACIÓN

Ingresos financieros

‐ Gastos financieros

= II. RESULTADO FINANCIERO

= I. + II. = III. RESULTADO DE LAS ACTIVIDADES ORDINARIAS

Ingresos extraordinarios

‐ Gastos extraordinarios

= IV. RESULTADO EXTRAORDINARIO

III. + IV. = V. RESULTADO ANTES DE IMPUESTOS

‐ Impuesto de sociedades

= VI. RESULTADO DEL EJERCICIO

Figura 52: Estructura general de una cuenta de resultados

4.3.2.2 Cuenta del modelo

A partir de este momento se procede a explicar cómo se ha elaborado en el

modelo la cuenta de resultados adaptada que se presenta en la Figura 53.


Figura 53: Datos del análisis económico-financiero

En primer lugar se calcula la producción de energía de la planta.

Dicho cómputo se realiza utilizando la Ecuación 4:

Ecuación 4: Fórmula de cálculo de la energía producida

Donde: E: Energía producida por el parque en un año (MWh)

NEH: Número de horas equivalentes de funcionamiento al año a la potencia

total del parque


Ptotal: Potencia total instalada (MW)

R: Factor de reducción de la producción que se le aplica el primer año y los dos

del periodo de repotenciación (%)

En el año cero, el único concepto imputado es la inversión. Se obtiene

multiplicando la potencia total del parque (MW) por el coste de inversión

unitario (€/MW). Como se apuntó con anterioridad, es importante tener en

cuenta que se considerará la inversión como un total que se desembolsa en la

fecha de puesta en marcha, por lo que dicha cantidad estará descontada

convenientemente para que su valor sea el que le corresponde en dicho

momento.

Se considera a continuación los ingresos por ventas, generados por verter

energía a la red eléctrica durante el periodo considerado, en este caso en un año.

Para obtener tales valores, es necesario multiplicar la energía producida en ese

año (MWh) por el precio unitario de la energía correspondiente a tal año

(€/MWh), recogido en la hoja “Ingresos y gastos”.

A continuación se calculará el valor residual, que será un ingreso

extraordinario que se percibirá cuando se alcance el final de la vida del parque,

ya sea porque se alcanza el final de su vida útil o porque se decide repotenciar.

Ecuación 5: Valor residual del activo

Donde VR: Valor residual del activo al final de su vida

CI: Coste total de la inversión inicial

TVR: porcentaje de valor residual estimado al final de la vida

AV: Años de vida del activo al realizar el desmantelamiento


De esta manera, mediante la Ecuación 5, lo que se hace es actualizar cada año

con el IPC el valor de la inversión en la fecha de puesta en marcha hasta llegar

al que pertenece en el último año de vida del activo, que es cuando nos interesa

calcular el valor residual. El porcentaje de valor residual estimado al final de la

vida se ha definido en función del año de repotenciación, siendo el introducido

por el usuario para el final de la vida útil, y un 5% cada año que se adelante el

final de su vida respecto a su vida útil con un descuento del 40%.

Es importante tener en cuenta lo que sucede con el bien sustituido, sobre

todo cuando se vende por un precio que no coincide con valor en libros del

activo. Si el precio de venta del activo sustituido es superior al valor en libros se

debe pagar un incremento de impuestos, mientras que si el precio de venta es

inferior al valor en libros se produce un ahorro de impuestos que sólo será real

si la empresa obtiene beneficios.

El siguiente concepto son los gastos de explotación, es decir, los gastos

derivados del funcionamiento del parque. La energía eólica no tiene coste de

combustible, ya que el viento es gratuito (de momento), pero sin embargo hay

una serie de costes derivados de la explotación del parque, y que varían en

función del año de entrada en servicio de la planta y de los años de operación

que lleve el parque, a los que hay que añadir los gastos de desmantelamiento el

año en que se alcanza el final de la vida del parque. Para su cálculo se

multiplica el coste de operación correspondiente al año y año de

funcionamiento recogido en la hoja “Ingresos y gastos” por la potencia total del

parque, añadiendo el año final los gastos de desmantelamiento, que son

porcentaje sobre la inversión inicial, actualizados con el IPC.


Ecuación 6: Gastos del periodo

Donde: COaño_i: Costes de operación de la instalación para el año dado y el año de

funcionamiento i.

Ptotal: Potencia total instalada (MW)

GD: Gastos de desmantelamiento, en % sobre los costes de inversión.

CI: Coste total de la inversión

AV: Años de vida del activo al realizar el desmantelamiento

A la diferencia entre la suma de ingresos y los gastos se le denomina

resultado bruto, que corresponde con el EBITDA (Earnings Before Interests,

Taxes, Depreciation and Amortization).

Lo siguiente a tener en cuenta es la amortización. Esta es la representación

contable de la depreciación monetaria que en el transcurso del tiempo sufren

los activos material e inmaterial que tengan para la empresa una vida útil no

ilimitada pero si superior a un periodo contable. Dado que la contabilidad

registra inicialmente en el activo del balance el inmovilizado al precio de

adquisición, parece lógico repartir ese gasto entre cada uno de los periodos

contables que constituyen la vida útil o en menos, gracias a la amortización

acelerada que se explicó anteriormente. Esta corrección valorativa se considera

un gasto del ejercicio aunque no suponga una salida efectiva de recursos de la

empresa.

En caso de que se decida repotenciar antes de haber amortizado todo el

activo habrá que llevar a pérdidas el valor restante, que será compensado con

resultados futuros, o bien el banco exigirá mayores recursos propios para la

nueva inversión, por lo que será necesaria una nueva aportación de capital. El

valor al final de la vida del activo se considera que será nulo. Además, si se


optara por amortizar aceleradamente, en el caso de realizar el proyecto de

sustitución habría que devolver los impuestos ahorrados si no se muestra que el

bien efectivamente se ha despreciado por obsolescencia y ha dejado de

producir, agotando su vida económica.

El BAII (Beneficio Antes de Intereses e Impuestos) es la diferencia entre el

resultado bruto y la amortización, que coincide con el resultado de explotación

de la cuenta de resultados.

En este punto se ha dividido la cuenta. Por un lado corresponde a un análisis

de la inversión sin financiación ajena, como si toda la inversión fuera financiada

con recursos propios, y por el otro un análisis más real, con financiación ajena.

Aparecen los intereses, que son los llamados gastos financieros, que hacen

referencia al flujo de dinero que se establece entre la entidad financiadora y el

negocio. El principal refleja la deuda contraída, y las cuotas anuales que se van

pagando con objeto de saldarla; incluyen el préstamo a devolver amortizado y

los intereses abonados durante el año.

A la hora de realizar la amortización de un préstamo, existen varias

opciones. En primer lugar por la amortización constante en la que el principal a

devolver es constante, mientras que la cuota de intereses más amortización va

disminuyendo según aumenta el año de amortización, suponiendo fijo el año de

interés. Otra opción es el método francés, que plantea una cuota de intereses

más amortización constante e implica comenzar amortizando un valor menor

que irá aumentando conforme se avance en el periodo de amortización.

También existe combinación de ambos métodos, para el que tanto los intereses

como la amortización son constantes durante todo el plazo.

El método de amortización constante tiene una exigencias de tesorería

mayores en los primeros años, que es cuando normalmente más necesitado se

está. Sin embargo al final del periodo con este método los intereses a pagar

serán menores. De este modo, se ha optado por la amortización constante. Por


tanto, la valoración de los intereses a pagar en cada anualidad se hace

multiplicando el tipo de interés del crédito por el principal pendiente.

A continuación, restando los intereses al BAII se obtiene el Resultado antes

de impuestos (considerando PGC 2008).

Y finalmente se tienen en cuenta los impuestos. Llegados a este punto es

importante tener en cuenta la compensación de bases imponibles negativas. La

compensación de pérdidas es el derecho de las empresas a compensar los

beneficios obtenidos en el ejercicio con las pérdidas que se hayan acumulado en

ejercicios anteriores. Es importante hacer notar que existen límites a la hora de

realizar esta operación.

El primer límite es que la compensación no puede exceder de la renta

positiva derivada de las operaciones del ejercicio, esto significa que como

consecuencia de la aplicación de bases imponibles negativas no puede resultar

una pérdida. Como máximo el resultado será cero.

El segundo límite es temporal: la base imponible negativa de un periodo

impositivo puede ser compensada con las rentas positivas generadas en los

próximos 15 ejercicios inmediatos y sucesivos. Eso sí, para las entidades de

nueva creación este plazo no empezará a computar hasta el primer ejercicio en

el que se registre una renta positiva (beneficio). Por ello siempre es preferible

compensar las pérdidas más antiguas antes de que transcurra este periodo de

quince años.

En el modelo, el resultado en los años en que este sea negativo, se imputará a

la cuenta de base imponible negativa. Los años en los que el BAI sea positivo,

en caso de disponer de bases imponibles negativas de otros años se

compensarán hasta alcanzar, en caso de ser necesario, el primer límite antes

mencionado, obteniendo la base imponible a la que se aplicará la tasa

impositiva correspondiente. De no existir bases imponibles de años anteriores el

resultado dará la base imponible para obtener los impuestos a pagar.


Al restarle cuando corresponda los impuestos al BAI, se obtiene el resultado

del ejercicio (o neto). Éste se puede destinar a incrementar los propios mediante

fondos aportados a reservas (legal, voluntaria o de otro tipo), o a los accionistas,

mediante dividendos. Sin embargo en el análisis no se presta atención a esto

pues conviene recordar que lo que se pretende es analizar la rentabilidad del

proyecto no del accionista.

Para poder evaluar la rentabilidad del proyecto es necesario obtener los

flujos de caja que se producen a lo largo de la vida del proyecto. El flujo de caja,

al que se ha llamado simplemente caja en el modelo, consiste en la suma de

resultado neto más la amortización para el caso sin financiación. En el caso del

análisis con financiación el flujo de caja será el resultado neto más la

amortización más la parte del principal del préstamo devuelta.

4.3.2.3 Valoración

De los criterios de selección de inversiones, se ha escogido el valor actual

neto y el payback, por ser los que mejor se ajustan a las necesidades e

intenciones del análisis.

Es importante destacar que tal como se han realizado los cálculos, se ha

asumido que todos los cobros y los pagos (que coinciden con ingresos y gastos)

que han tenido lugar durante el ejercicio suceden en una misma fecha todos los

años. De esta manera los flujos de caja son periódicos, y por tanto nuestro

análisis también.

A partir de los flujos de caja obtenidos se calcula el Valor Actual Neto

periódico del proyecto. Este se efectúa actualizando al valor presente los flujos

de caja futuros que va a generar el proyecto, descontados a una cierta tasa de

descuento, introducida por el usuario, y comparándolos con el importe inicial

de la inversión.


Ecuación 7: Fórmula utilizada para obtener el VAN

Donde: VAN: Valor Actual Neto

i: número de año de explotación que se está considerando los flujos de caja

n: número total de años desde que se produce el primer flujo de caja hasta el

último

FCi: Flujo de caja del año i

TD: Tasa de descuento

CI0: Coste total de la inversión original, en el año cero

Siempre y cuando el VAN sea mayor que cero, el proyecto será interesante.

A la hora de elegir entre dos proyectos, se elige el que tenga mayor VAN, es

decir, aquel que tenga más valor en la fecha considerada como referencia. Esto

es así siempre que la vida útil de ambos proyectos sea la misma. Sin embargo,

tal como se ha planteado el análisis, al tratarse de inversiones con diferentes

vidas útiles y en el caso de que el VAN sea parecido, será más interesante la que

menor vida útil tenga, pues minoras riesgo y además al generar antes los

beneficios, da la posibilidad de realizar nuevas inversiones.

En la siguiente línea aparece el flujo de caja acumulado hasta la fecha, que

permite obtener el payback de la inversión. Este será el número de años que se

tardará en recuperar la inversión. Se ha establecido como punto de partida para

la cuenta el año de puesta en marcha del parque eólico. Para el caso de la

repotenciación se obtendrá además el payback de la nueva inversión.


4.3.3 Datos de salida

Esta información se encuentra recogida y organizada en tres hojas: “VAN”,

“Gráfico” y “Flujos de caja”.

La hoja “VAN” recoge los valores de este indicador para las distintas

hipótesis del análisis, tanto del proyecto original como del repotenciado. En el

caso del repotenciado (VAN_1), se obtienen valores para distintos periodos de

amortización, a doce, catorce, dieciséis, dieciocho y veinte años, para comprobar

el efecto de la amortización acelerada. Para ambos proyectos, se diferencia el

VAN del proyecto considerando y sin considerar la financiación.

Figura 54: Resultados del análisis de la valoración de la hoja "VAN"

En esta misma hoja también se recogen los valores del Payback simple tanto

de la inversión original como de la de sustitución. Correspondiendo los valores

Inv_0 de la inversión original e Inv_1 de la de repotenciación.

Para poder visualizar los resultados del análisis de valoración de mejor

manera, se organizan representando los distintos valores del VAN para cada

año de repotenciación en la hoja “Grafico”, como se muestra en la Figura 55.

Esto permite una rápida interpretación de los resultados y facilita la toma de

decisiones.


Se debe destacar que los llamados VAN_0 corresponden al VAN del

proyecto sin repotenciar, asumiendo que al alcanzar el final de su vida útil se

interrumpe el ejercicio de la actividad y se desmantela el parque. Por tanto, son

valores constantes, independientes del año de repotenciación, que servirán de

referencia para evaluar la viabilidad del nuevo proyecto.

Figura 55: Gráfica representación del VAN

Por último, la hoja llamada “Flujos de caja” recoge en un gráfico el perfil de

la inversión, en el que se muestran los flujos de caja de la inversión y permite

observar la evolución de los mismos conforme avanza el año de explotación. En

él se representan tanto la caja de la instalación sin repotenciar, sólo hasta el año

veinte, final de su vida útil, como la caja del proyecto total, original más

repotenciado, hasta agotar el final de su vida. En ambos casos, se representa el

perfil de la inversión con y sin financiación. De esta manera, se puede apreciar

cómo en el caso con financiación los ingresos serán menores, pero también los

desembolsos.


Figura 56: Representación de los flujos de caja

5 Resultados

5 Resultados 87

5 Resultados

5.1 Introducción

Tras haber expuesto las características, contenido y modo de funcionamiento

del modelo informático para analizar el momento óptimo para repotenciar un

parque eólico, se utilizará en primer lugar, para comprobar su correcto

funcionamiento, el caso de la Sociedad Eólica de Andalucía de la que se

disponen de mucha información, y en segundo lugar para obtener un

calendario estimativo de repotenciación del parque eólico español.

5.2 Caso SEASA

La aplicación del modelo al caso de la Sociedad Eólica de Andalucía, S.A.

(SEASA), requiere de ciertos ajustes en el mismo, ya que al ser un caso del que

disponemos mucha información contable es preferible utilizarla que realizar

suposiciones.

La Sociedad Eólica de Andalucía, S.A., de la cual es socio IDAE, inauguró

esta instalación a finales de 1992, siendo uno de los primeros parques que entró

en funcionamiento en España, que en aquel momento era la mayor instalación

eólica de Europa.

Este es un caso real de repotenciación, la más grande llevada a cabo hasta el

momento en España, en el que se ha pasado de 30,5 MW a 74 MW en este año,

con un considerable incremento de la producción por MW debido a la

tecnología escogida.

En la Figura 57 se muestran los datos introducidos de la inversión original, es

decir, los de la instalación de la que disponemos la información. Se puede

observar que hay ciertas celdas que en lugar de tener algún valor, se ha

introducido NA (No Aplicable). Esto quiere decir que se ha optado por rellenar

directamente los datos en la cuenta de resultados para cada año en lugar de

5 Resultados 88

realizar una suposición. Esto sucede por ejemplo con la amortización, la

producción hasta el año 2008 y los datos de la financiación.

Figura 57: Datos inversión original de SEASA

5 Resultados 89

A continuación se introducen los datos correspondientes a la instalación

repotenciada, como se muestra en la Figura 58. Como es un caso real que ha sido

ya repotenciado a finales del año pasado, se comienza el análisis en el 2008.

Figura 58: Datos de la instalación repotenciada de SEASA

Una vez introducidos todos los datos, se ejecuta la macro y obteniendo así

los resultados: la tabla de los diferentes Valor Actual Neto para distintos años

de repotenciación y perfiles distintos de amortización, la representación de los

mismos, la tabla de los Payback de la inversión y la representación de los flujos

de caja para la repotenciación en el año 2012 con amortización en 20 años.

5 Resultados 90

Año VAN_0 sin F

VAN_0 con F

VAN_1 (12) sin F

VAN_1 (12) con F

VAN_1 (14) sin F

VAN_1 (14) con F

VAN_1 (16) sin F

VAN_1 (16) con F

VAN_1 (18) sin F

VAN_1 (18) con F

VAN_1 (20) sin F

VAN_1 (20) con F

2008 1.447.451

€ 1.406.044

€ 11.515.240

€ 17.021.410

€11.165.544

€16.680.793

€10.843.933

€16.365.741

€10.547.721

€ 16.074.630

€ 10.274.536

€15.805.526

€

2009 1.447.451

€ 1.406.044

€ 11.436.253

€ 16.271.130

€11.106.375

€15.947.705

€10.802.678

€15.648.847

€10.522.768

€ 15.372.700

€ 10.264.485

€15.117.429

€

2010 1.447.451

€ 1.406.044

€ 11.817.770

€ 15.999.546

€11.504.849

€15.692.745

€11.216.762

€15.409.249

€10.951.240

€ 15.147.297

€ 10.706.233

€14.905.147

€

2011 1.447.451

€ 1.406.044

€ 11.725.478

€ 15.691.862

€11.428.641

€15.400.831

€11.155.363

€15.131.907

€10.903.489

€ 14.883.420

€ 10.671.076

€14.653.716

€

2012 1.447.451

€ 1.406.044

€ 11.745.593

€ 15.507.541

€11.464.015

€15.231.470

€11.204.784

€14.976.369

€10.965.856

€ 14.740.654

€ 10.745.390

€14.522.758

€

Tabla 5: Resultados del VAN de SEASA

Payback

Año Inv_0 sin F

Inv_0 con F

Inv_1 (12) sin F

Inv_1 (12)

con F

Inv_1 (14) sin

F

Inv_1 (14)

con F

Inv_1 (16) sin

F

Inv_1 (16)

con F

Inv_1 (18) sin

F

Inv_1 (18)

con F

Inv_1 (20) sin

F

Inv_1 (20)

con F 2008 9,1 12,7 6,9 2,0 7,1 2,2 7,2 2,3 7,3 2,4 7,4 2,42009 9,1 12,7 6,9 2,1 7,1 2,3 7,2 2,4 7,3 2,5 7,4 2,52010 9,1 12,7 6,9 2,2 7,1 2,3 7,3 2,4 7,4 2,5 7,5 2,62011 9,1 12,7 7,0 2,3 7,2 2,4 7,3 2,5 7,5 2,6 7,6 2,72012 9,1 12,7 7,0 2,3 7,2 2,4 7,4 2,5 7,5 2,6 7,6 2,7

Tabla 6: Resultados del Payback de SEASA

Figura 59: Representación del VAN en caso SEASA

Como se puede observar en la Tabla 5 y en la Figura 59, los VAN son muy

superiores para el proyecto repotenciado que para el original. Y además se

5 Resultados 91

comprueba el efecto de la financiación, que permite obtener un mayor valor.

Esto refrenda la decisión tomada por la Sociedad, repotenciando el parque en el

año 2008, que permite obtener un mayor VAN que si se hiciera en los años

sucesivos.

Además, la Tabla 6 muestra el periodo de recuperación de la inversión, que

muestra como se reduce al repotenciar, y más si cabe cuanto antes se realiza la

repotenciación. Este segundo indicador coincide señalando como opción más

interesante repotenciar en el 2008, amortizando aceleradamente y con

financiación.

Figura 60: Representación flujos de caja en caso SEASA

5.3 Aplicación al Parque Eólico Español

A la hora de aplicar el modelo al Parque Eólico Español, se debe conocer el

estado del mismo. Para ello es necesario saber tanto los años de puesta en

marcha como la tecnología empleada, pues esta información es básica para el

modelo y evaluar potencial de mejora al repotenciar la instalación.

5 Resultados 92

Esta información se organiza preferentemente por rangos, ya que para

realizar el análisis no representa gran diferencia. Estos datos, actualizados a 31

de diciembre de 2007, para una potencia total instalada de 15.095 MW, se

presentan en la siguiente Tabla 7.

Antigüedad Potencia instalada ( ya

repotenciada) en MW Potencia Máquinas

> 15 años (anteriores a

12/1993) 52 (5) P < 500 kW

10 < año < 15 (entre

01/1994 y 12/1998) 782 (0)

299 MW: P < 500 kW

483 MW: 500 < P< 750

5 < año < 10 (entre

01/1998 y 12/2003) 5.401 (0)

60 MW: P < 500 kW

3865 MW: 500 < P< 750

1446 MW: P >750 kW

< 5 años (posteriores a

01/2004) 8.860 (0) P > 750 kW

Tabla 7: Situación del Parque Eólico Español por antigüedad y potencia a 31/12/2007

5.3.1 Parques de antigüedad mayor de 15 años

Se comienza aplicando el modelo para los parques más antiguos, de más de

15 años de servicio.

Son 17 MW hoy por repotenciar de esta antigüedad, así que se considera

como que formaran un mismo parque de esa potencia. Además como los

5 Resultados 93

parques más antiguos son los que mejores emplazamientos disfrutan, se

evaluará un incremento sustancial en la producción.

Los datos introducidos para realizar el análisis son los recogidos en la Figura

61 y Figura 62, suponiendo que el inicio de la inversión en 1993.

Figura 61: Datos introducidos de los parques de antigüedad mayor de 15 años (1/2)

5 Resultados 94

Figura 62: Datos introducidos de los parques de antigüedad mayor de 15 años (2/2)

Los resultados obtenidos para estos datos se muestran a través del gráfico de

los Valores Actuales Netos, Figura 63, y de la tabla del Payback simple de las

inversiones, Tabla 8.

Payback

Año Inv_0 sin F

Inv_0 con F

Inv_1 (12) sin F

Inv_1 (12) con F

Inv_1 (14) sin F

Inv_1 (14) con F

Inv_1 (16) sin F

Inv_1 (16) con F

Inv_1 (18) sin F

Inv_1 (18) con F

Inv_1 (20) sin F

Inv_1 (20) con F

2009 9,5 10,0 6,6 2,6 6,7 2,6 6,8 2,7 6,9 2,8 7,0 2,9 2010 9,5 10,0 6,6 2,6 6,7 2,7 6,9 2,8 6,9 2,9 7,0 3,0 2011 9,5 10,0 6,7 2,7 6,8 2,8 6,9 2,9 7,0 3,0 7,1 3,1 2012 9,5 10,0 6,8 2,8 6,9 2,9 7,0 3,0 7,1 3,1 7,2 3,2 2013 9,5 10,0 6,8 2,8 7,0 2,9 7,1 3,0 7,2 3,1 7,3 3,2

Tabla 8: Payback de parque de antigüedad superior a 15 años con CI 1.400 k€/MW

5 Resultados 95

Figura 63: VAN de parques de antigüedad superior a 15 años con CI 1.400 k€/MW

Se observa como resulta interesante realizar la repotenciación cuanto antes,

ya que el VAN para este caso es mucho mayor que para la inversión original

(incluso negativo sin financiación), alcanzando su máximo para el año 2009, con

financiación y con amortización acelerada a 12 años. El Payback para este caso

es el menor, siendo unos tres años el tiempo en recuperar la inversión.

Para evaluar el efecto que tiene el coste de la inversión de repotenciación se

eleva hasta los 2.000 k€/MW, manteniendo la producción tras repotenciar de

3.200 horas equivalentes.

De esta manera se obtiene la Tabla 9 y Figura 64:

Payback

Año Inv_0 sin F

Inv_0 con F

Inv_1 (12) sin F

Inv_1 (12) con F

Inv_1 (14) sin F

Inv_1 (14) con F

Inv_1 (16) sin F

Inv_1 (16) con F

Inv_1 (18) sin F

Inv_1 (18) con F

Inv_1 (20) sin F

Inv_1 (20) con F

2009 9,5 10,0 8,4 4,7 8,6 4,8 8,8 5,0 9,0 5,3 9,1 5,5 2010 9,5 10,0 8,5 4,7 8,7 4,8 8,9 5,1 9,1 5,4 9,2 5,6 2011 9,5 10,0 8,5 4,8 8,8 4,9 9,0 5,2 9,2 5,5 9,3 5,7 2012 9,5 10,0 8,6 4,8 8,9 5,0 9,1 5,4 9,2 5,7 9,4 5,9 2013 9,5 10,0 8,7 5,0 8,9 5,2 9,1 5,5 9,3 5,8 9,4 6,1

Tabla 9: Payback de parque de antigüedad superior a 15 años con CI 2.000 k€/MW

5 Resultados 96

Figura 64: VAN de parques de antigüedad superior a 15 años con CI 2.000 k€/MW

Con estos resultados observamos cómo a pesar de un aumento muy

significativo del coste de la inversión, superior a un 40%, la inversión sigue

resultando interesante para la misma producción. En este caso los VAN

obtenidos son muy similares, tendiendo a una ligera subida, pero el Payback

indica que es preferible inclinarse de nuevo por repotenciar cuanto antes ya que

el tiempo para recuperar la inversión es menor repotenciando en el año 2009, lo

que permite reducir riesgos.

5.3.2 Parques de antigüedad entre 10 y 15 años

Entre ellos existen unos con tecnología algo más avanzada que los otros, pero

aún con una distancia considerable de la actual.

Existen 782 MW pendientes de repotenciar de esta antigüedad,

correspondiendo 299 MW de ellos a instalaciones con tecnología de potencia

unitaria inferior a 500 kW y los 483 MW restantes a máquinas de potencia

unitaria entre 500 y 750 kW.

5 Resultados 97

5.3.2.1 Instalaciones de máquinas de Potencia inferior a 500kW

En primer lugar se realiza el análisis de las instalaciones menos desarrolladas

técnicamente, de las que se espera un importante incremento en número de

horas equivalentes. Se toma un parque tipo de 25 MW y 2400 horas

equivalentes.


65 y Figura 66, suponiendo el inicio de la inversión en 1997.

Figura 65: Datos introducidos de los parques de antigüedad entre 10 y 15 años (1/2)

5 Resultados 98

Figura 66: Datos introducidos de los parques de antigüedad entre 10 y 15 años (2/2)



inversiones, Tabla 10:

Payback

Año Inv_0 sin F

Inv_0 con F

Inv_1 (12) sin F

Inv_1 (12) con F

Inv_1 (14) sin F

Inv_1 (14) con F

Inv_1 (16) sin F

Inv_1 (16) con F

Inv_1 (18) sin F

Inv_1 (18) con F

Inv_1 (20) sin F

Inv_1 (20) con F

2009 8,5 8,4 6,2 2,0 6,4 2,0 6,5 2,1 6,6 2,1 6,7 2,2 2010 8,5 8,4 6,3 2,1 6,5 2,2 6,6 2,3 6,7 2,3 6,7 2,4 2011 8,5 8,4 6,4 2,2 6,5 2,3 6,6 2,4 6,7 2,4 6,8 2,5 2012 8,5 8,4 6,5 2,3 6,6 2,4 6,7 2,5 6,8 2,5 6,9 2,6 2013 8,5 8,4 6,6 2,4 6,7 2,5 6,8 2,6 6,9 2,7 7,0 2,7 2014 8,5 8,4 6,7 2,5 6,8 2,6 6,9 2,7 7,0 2,8 7,1 2,8 2015 8,5 8,4 6,8 2,7 6,9 2,8 7,0 2,9 7,1 3,0 7,2 3,1 2016 8,5 8,4 6,8 2,9 7,0 3,0 7,1 3,2 7,2 3,3 7,3 3,3 2017 8,5 8,4 6,9 3,0 7,0 3,1 7,1 3,2 7,2 3,3 7,3 3,4

Tabla 10: Payback de parque de antigüedad entre 10 y 15 años

5 Resultados 99

Figura 67: VAN de parques de antigüedad entre 10 y 15 años

De nuevo, se comprueba que lo mejor es repotenciar el parque lo antes

posible, apostando por amortización acelerada a 12 años y con financiación, ya

que este es el caso en que se genera un VAN muy similar al que se obtendría

realizándolo en los años siguientes, pero el tiempo para recuperar la inversión

es el menor de todos, lo que permite minimizar riesgos.

En este último caso hemos evaluado la evolución de un parque de 25 MW a

40 MW, un aumento del 60%.

5.3.2.2 Instalaciones de máquinas de Potencia entre 500kW y 750kW

En segundo lugar se evalúan las instalaciones más desarrolladas

técnicamente, de las que se espera un salto algo menor en el incremento de

producción unitaria. Se tomará un parque tipo de 35 MW, que se repotencia

hasta 40 MW en el año 1997 (límite del rango de años). En este caso el aumento

esperado de producción será menor, ya que las el salto tecnológico no permitirá

una diferencia tan grande en cuanto a número de horas equivalentes.

5 Resultados 100


68 y la Figura 69.

Figura 68: Datos introducidos de los parques de antigüedad entre 10 y 15 años de mayor potencia (1/2)

5 Resultados 101

Figura 69: Datos introducidos de los parques de antigüedad entre 10 y 15 años de mayor potencia (2/2)




Payback

Año Inv_0 sin F

Inv_0 con F

Inv_1 (12) sin F

Inv_1 (12) con F

Inv_1 (14) sin F

Inv_1 (14) con F

Inv_1 (16) sin F

Inv_1 (16) con F

Inv_1 (18) sin F

Inv_1 (18) con F

Inv_1 (20) sin F

Inv_1 (20) con F

2009 8,3 7,8 6,0 1,6 6,2 1,6 6,3 1,7 6,3 1,7 6,4 1,7 2010 8,3 7,8 6,1 1,7 6,2 1,7 6,3 1,8 6,4 1,8 6,4 1,8 2011 8,3 7,8 6,2 1,9 6,3 1,9 6,4 2,0 6,5 2,0 6,6 2,1 2012 8,3 7,8 6,3 2,0 6,4 2,1 6,6 2,1 6,6 2,2 6,7 2,2 2013 8,3 7,8 6,4 2,2 6,6 2,2 6,7 2,3 6,8 2,3 6,8 2,4 2014 8,3 7,8 6,5 2,3 6,7 2,4 6,8 2,4 6,9 2,5 7,0 2,6 2015 8,3 7,8 6,6 2,5 6,8 2,6 6,9 2,7 7,0 2,7 7,1 2,8 2016 8,3 7,8 6,8 2,7 6,9 2,9 7,0 3,0 7,1 3,0 7,2 3,1 2017 8,3 7,8 6,8 2,9 7,0 3,1 7,1 3,2 7,2 3,3 7,3 3,4

Tabla 11: Payback de parque de antigüedad entre 10 y 15 años con máquinas de mayor potencia unitaria

5 Resultados 102

Figura 70: VAN de parques de antigüedad entre 10 y 15 años con máquinas de mayor potencia unitaria

Debido a haber aumentado el número de horas al emplear tectología más

avanzada, con mayor altura de torre, el VAN aumenta respecto al caso de

máquinas de menor potencia.

Las condiciones de la inversión de repotenciación son las mismas que en el

primer caso salvo la potencia total del parque. Pero en este caso, a pesar de

aumentar el VAN respecto al caso de máquinas de menor potencia, no existe

una oportunidad tan clara de repotenciar lo antes posible, ya que si se pospone

algún año, el rendimiento que se le puede obtener también aumentará. Se

puede pasar de obtener 18 M€ a 21 M€ al retrasar la repotenciación del primer

año, el 2009, al último considerado, 2018.

A partir de un estudio mucho más pormenorizado se podrían obtener

resultados que clarificaran la situación. De todas maneras, al ser un estudio

orientativo, lo más correcto sería indicar que para este caso esperar unos años

más, hasta en torno al 2012 repercutiría en un proyecto de mayores valor.

5 Resultados 103

5.3.3 Parques de antigüedad entre 5 y 10 años

Se continúa aplicando el modelo a los parques de antigüedad entre 5 y 10

años. Entre ellos existen unos con tecnología algo más avanzada que los otros,

pero aún con una distancia considerable de la actual.

Existen 5.401 MW pendientes de repotenciar de esta antigüedad, de los

cuales únicamente 2.442 MW son anteriores al 31 de diciembre de 2001 y por

tanto cumplen los requisitos de la Disposición Transitoria Séptima para optar a

la prima. La mayoría de ellos corresponden a máquinas de potencia unitaria

entre 500 y 750 kW.

5.3.3.1 Instalaciones de máquinas de Potencia inferior a 500kW

En primer lugar se realizará el análisis de las instalaciones menos

desarrolladas técnicamente, con máquinas de potencia inferior a 500 kW, de los

que existen solamente 60 MW y se espera un gran salto en número de horas

equivalentes. Se tomará un parque tipo de 30 MW que se amplía a 50 MW,

pasando de 2400 a 3100 horas equivalentes.


71 y Figura 72, suponiendo que el caso límite de que se realizó la inversión en

2001.

5 Resultados 104

Figura 71: Datos introducidos de parques de antigüedad entre 5 y 10 años de máquinas de P < 500 kW (1/2)

Figura 72: Datos introducidos de parques de antigüedad entre 5 y 10 años de máquinas de P < 500 kW (2/2)

5 Resultados 105




Payback

Año Inv_0 sin F

Inv_0 con F

Inv_1 (12) sin F

Inv_1 (12) con F

Inv_1 (14) sin F

Inv_1 (14) con F

Inv_1 (16) sin F

Inv_1 (16) con F

Inv_1 (18) sin F

Inv_1 (18) con F

Inv_1 (20) sin F

Inv_1 (20) con F

2009 7,5 6,4 6,2 1,8 6,4 1,8 6,5 1,8 6,6 1,9 6,7 1,9 2010 7,5 6,4 6,3 1,8 6,4 1,8 6,5 1,9 6,6 1,9 6,7 2,0 2011 7,5 6,4 6,3 1,9 6,4 1,9 6,6 1,9 6,7 2,0 6,7 2,0 2012 7,5 6,4 6,4 2,0 6,5 2,0 6,7 2,1 6,8 2,1 6,8 2,2 2013 7,5 6,4 6,5 2,0 6,6 2,1 6,7 2,1 6,8 2,2 6,9 2,2 2014 7,5 6,4 6,6 2,2 6,8 2,3 6,9 2,3 7,0 2,4 7,1 2,4 2015 7,5 6,4 6,7 2,3 6,8 2,4 7,0 2,5 7,1 2,5 7,1 2,6 2016 7,5 6,4 6,8 2,5 6,9 2,6 7,0 2,7 7,1 2,8 7,2 2,9 2017 7,5 6,4 6,8 2,7 7,0 2,8 7,1 2,9 7,2 3,0 7,3 3,1 2018 7,5 6,4 6,8 2,8 7,0 2,9 7,1 3,0 7,2 3,1 7,3 3,2 2019 7,5 6,4 6,9 2,9 7,0 3,0 7,1 3,1 7,2 3,2 7,3 3,3 2020 7,5 6,4 6,9 2,9 7,0 3,1 7,2 3,2 7,2 3,3 7,3 3,4

Tabla 12: Payback de parque de antigüedad entre 5 y 10 años con máquinas de pequeña potencia

Figura 73: VAN de parque de antigüedad entre 5 y 10 años con máquinas de pequeña potencia

5 Resultados 106

Con los resultados obtenidos se aprecia que conforme se retrase el momento

de repotenciación se obtienen mayores valores, pero las diferencias no son

excesivamente elevadas para el caso de inversión financiada con recursos

ajenos. Hay un incremento de 2 M€ de realizar la repotenciación en el año 2009

a hacerla diez años más tarde. Sin embargo, si se realizara la inversión

financiando con fondos propios, es muy dependiente el valor del momento de

repotenciación, siendo mucho mayor cuanto más se dilate en el tiempo.

Si se varían las condiciones de financiación de la inversión original, al reducir

el plazo del crédito a 10 años, proporciona unos resultados prácticamente

idénticos a los anteriores.

Si se modifican las condiciones de la repotenciación, aumentando el número

de horas equivalentes de 3.100 a 3.300, se obtiene un mayor VAN, como se

muestra en la Figura 74, y además sería interesante repotenciar cuanto antes, ya

que esperar unos años no premia con una diferencia considerable de beneficios

el riesgo que se está corriendo.

Figura 74: VAN de parque de antigüedad entre 5 y 10 años con máquinas de pequeña potencia pasando a 3.300 horas

5 Resultados 107

5.3.3.2 Instalaciones de máquinas de Potencia entre 500 kW y 750 kW

A continuación se evalúan las instalaciones con máquinas de potencia entre

500 y 750 kW, de las que se espera un salto algo menor en número de horas

equivalentes. Estos parques son los predominantes que se ajusten a este rango

de antigüedad y potencia unitaria de las máquinas. Se tomará un parque tipo

de 35 MW de fecha de inscripción en el límite, que se repotencia hasta 55 MW.

En este caso el aumento esperado de producción será menor, ya que el salto

tecnológico no lo permitirá.


75 y la Figura 76.

Figura 75: Datos introducidos de parques de antigüedad entre 5 y 10 años de máquinas de 500 < P < 750 kW (1/2)

5 Resultados 108

Figura 76: Datos introducidos de parques de antigüedad entre 5 y 10 años de máquinas de 500 < P < 750 kW (2/2)




Payback

Año Inv_0 sin F

Inv_0 con F

Inv_1 (12) sin F

Inv_1 (12) con F

Inv_1 (14) sin F

Inv_1 (14) con F

Inv_1 (16) sin F

Inv_1 (16) con F

Inv_1 (18) sin F

Inv_1 (18) con F

Inv_1 (20) sin F

Inv_1 (20) con F

2009 7,4 6,2 6,2 1,6 6,3 1,6 6,4 1,7 6,5 1,7 6,6 1,7 2010 7,4 6,2 6,2 1,7 6,3 1,7 6,4 1,7 6,5 1,8 6,6 1,8 2011 7,4 6,2 6,2 1,8 6,4 1,8 6,5 1,8 6,6 1,9 6,7 1,9 2012 7,4 6,2 6,3 1,9 6,5 1,9 6,6 1,9 6,7 2,0 6,8 2,0 2013 7,4 6,2 6,4 1,9 6,6 2,0 6,7 2,0 6,8 2,1 6,9 2,1 2014 7,4 6,2 6,6 2,1 6,7 2,2 6,8 2,2 6,9 2,3 7,0 2,3 2015 7,4 6,2 6,6 2,2 6,8 2,3 6,9 2,4 7,0 2,4 7,1 2,5 2016 7,4 6,2 6,7 2,5 6,9 2,5 7,0 2,6 7,1 2,7 7,2 2,8 2017 7,4 6,2 6,8 2,7 7,0 2,7 7,1 2,8 7,2 2,9 7,3 3,0 2018 7,4 6,2 6,8 2,7 7,0 2,8 7,1 2,9 7,2 3,0 7,3 3,1 2019 7,4 6,2 6,8 2,8 7,0 3,0 7,1 3,1 7,2 3,2 7,3 3,2

Tabla 13: Payback de parque de antigüedad entre 5 y 10 años con máquinas de 500 < P < 750 kW

5 Resultados 109

Figura 77: VAN de parque de antigüedad entre 5 y 10 años con máquinas de 500 < P < 750 kW

En este caso se puede apreciar cómo esperar tres o cuatro años permite

incrementar el VAN en unos 2 M€ lo que supone más de un 10%, mientras que

esperando diez años habrá aumentado 4 M€. Por ello, lo más interesante será

esperar unos cuatro años. Además, el periodo de recuperación de la inversión

con financiación permanece ligeramente inferior a los dos años.

5.3.3.3 Instalaciones de máquinas de Potencia superior a 750 kW

Por último, se evalúan las instalaciones con máquinas de potencia mayor de

750 kW, de las que se espera un salto de rendimiento menor. Estos parques son

los que predominan desde el 2001.


68 y la Figura 69, tomando un parque tipo de 45 MW que se amplía a 60 MW. En

este caso el aumento de producción será menor ya que al existir una diferencia

más estrecha entre tecnologías no se producirá un gran salto en el número de

horas equivalentes.

5 Resultados 110

Los datos introducidos para realizar este caso son los recogidos en la Figura

78 y la Figura 76.

Figura 78: Datos introducidos de parques de antigüedad entre 5 y 10 años de máquinas de P superior a 750 kW (1/2)

5 Resultados 111

Figura 79: Datos introducidos de parques de antigüedad entre 5 y 10 años de máquinas de P superior a 750 kW (2/2)




Payback

Año Inv_0 sin F

Inv_0 con F

Inv_1 (12) sin F

Inv_1 (12) con F

Inv_1 (14) sin F

Inv_1 (14) con F

Inv_1 (16) sin F

Inv_1 (16) con F

Inv_1 (18) sin F

Inv_1 (18) con F

Inv_1 (20) sin F

Inv_1 (20) con F

2009 7,5 6,4 5,9 1,2 6,0 1,2 6,1 1,2 6,2 1,2 6,3 1,2 2010 7,5 6,4 5,9 1,3 6,0 1,3 6,2 1,3 6,2 1,3 6,3 1,3 2011 7,5 6,4 6,0 1,4 6,1 1,4 6,2 1,4 6,3 1,4 6,4 1,4 2012 7,5 6,4 6,1 1,6 6,2 1,6 6,4 1,6 6,4 1,6 6,5 1,6 2013 7,5 6,4 6,2 1,7 6,4 1,7 6,5 1,7 6,6 1,7 6,6 1,7 2014 7,5 6,4 6,4 1,9 6,6 1,9 6,7 1,9 6,8 2,0 6,8 2,0 2015 7,5 6,4 6,5 2,0 6,7 2,0 6,8 2,1 6,9 2,2 7,0 2,2 2016 7,5 6,4 6,6 2,3 6,8 2,4 6,9 2,4 7,0 2,5 7,1 2,5 2017 7,5 6,4 6,7 2,5 6,9 2,6 7,0 2,7 7,1 2,8 7,2 2,8 2018 7,5 6,4 6,8 2,7 6,9 2,8 7,1 2,9 7,1 2,9 7,2 3,0 2019 7,5 6,4 6,8 2,8 7,0 2,9 7,1 3,0 7,2 3,1 7,3 3,2

Tabla 14: Payback de parque de antigüedad entre 5 y 10 años con máquinas de P superior a 750 kW

5 Resultados 112

Figura 80: VAN de parque de antigüedad entre 5 y 10 años con máquinas de P superior a 750 kW

Los resultados obtenidos muestran como para las instalaciones financiadas

en un 85% con recursos ajenos con máquinas de potencia unitaria superior a los

750 kW el VAN aumenta conforme se retrasa el momento de la repotenciación,

incrementándose 10 M€ en este periodo que supone un 50% del que se

obtendría repotenciando el primer año analizado. Además, repotenciar en 2009

no aporta valor respecto a la inversión original ya que el VAN de ambas

inversiones de la original (20 años de vida) y de la repotenciada es el mismo. De

ahí se desprende que para este último caso lo más aconsejable será esperar por

lo menos cinco o seis años, para planteárselo, salvo que se produzca un gran

impulso de la tecnología en este periodo que permitiera adelantarlo y obtener

un rendimiento mayor.

5.3.4 Análisis adicionales

En un posterior análisis se ha considerado una estructura de costes más

ajustada a la realidad, en base a la estimada para un parque típico de 49,5 MW

de 2.500 horas en el año 2009, hallando los gastos que son función de la

5 Resultados 113

producción (operación y mantenimiento y alquileres de terrenos), adaptándolo

según el número de horas equivalentes de la instalación.

En la misma línea, las instalaciones previas al 2009 también necesitan las

operaciones anteriores si no se dispone de datos reales, y se estiman ajustando

los 9 €/MWh del cuarto año de los gastos de O&M del 2009 a 7,2 €/MWh para

un parque de 1998 y a 6 €/MWh para uno de 2001, y procediendo con la misma

relación para los gastos de alquiler de terrenos y para el resto de años de

servicio.

Por otro, para el caso de la instalación repotenciada se podría haber

considerado como valor residual el del emplazamienzo en el futuro, una vez

realizadas todas las gestiones necesarias para volver a realizarlo, optando en

aquel momento por la venta de la promoción o su ejecución, suponiendo que el

coste de conseguir las autorizaciones será pequeño y la experiencia mucha. En

el caso de venta un valor razonable para 3.000 NEH hoy sería 500.000 €/MW

(para entonces con el IPC actualizado).

Ecuación 8: Valor residual del emplazamiento en el futuro

Por último, para ser capaces de desarrollar unas comparaciones más

correctas se podría haber optado por introducir en todos los casos el mismo

cambio de potencia, siguiendo por ejemplo el caso de SEASA de 30 MW a 75

MW.

Al realizar el análisis con estos nuevos parámetros y modificaciones

supondría un aumento de los VAN obtenidos, y en general recomendaría la

repotenciación inmediata. Esto es debido al gran aumento de potencia que se

evalúa y a la introducción de un mayor valor residual.

6 Conclusiones

6 Conclusiones 115

6 Conclusiones

Ante el gran avance experimentado por la tecnología en los últimos años,

hacia unas máquinas de mayor tamaño y un incremento del rendimiento de las

mismas, se ha demostrado que aparece una oportunidad muy interesante de

sustitución de las máquinas antiguas, antes de agotar su vida útil, por otras

nuevas, proceso conocido como repotenciación.

Sin embargo, no existe una mejora tan significativa para la generación de

máquinas de en el rango de los 750 kW.

Esta actividad está regulada a través de la Disposición Transitoria Séptima

del Real Decreto 661/2007 que permite la instalación de hasta 2.000 MW

adicionales respecto al objetivo de nueva potencia total acumulada en el año

2010 (20.155 MW) acogiéndose a dicho régimen económico. En dicho RD se

estipula como fecha de inscripción definitiva límite de las instalaciones el 31 de

diciembre de 2001 para poder percibir una prima adicional máxima de hasta 0,7

c€/kWh hasta el 31 de diciembre de 2017 por realizar la repotenciación.

Las instalaciones que cumplían la D.T. 7ª para poder recibir la prima

suponen a 31/12/2007 3.276 MW, menos de un 22% de la potencia total

instalada en España en dicha fecha.

Para poder evaluar el momento óptimo en el que realizar la repotenciación se

ha seleccionado el método del flujo de caja descontados por ser el mejor para

estimar el valor generado por el proyecto a lo largo de su vida.

Tras un estudio exhaustivo de todas las variables que intervienen en la

explotación del negocio eólico se ha desarrollado una herramienta sencilla de

utilizar, automática y flexible que permite personalizar y adaptar sus funciones

y que proporciona los resultados de manera clara, facilitando su interpretación.

6 Conclusiones 116

El criterio para la selección de inversiones elegido ha sido el del Valor Actual

Neto, puesto que es el más coherente con el objetivo económico y financiero, y

el Payback simple, que servirá de apoyo en las decisiones complicadas para el

VAN.

Hoy en día, únicamente los parques eólicos de la Sociedad Eólica de

Andalucía (Cádiz) y los Valles (Lanzarote) están repotenciados, suponiendo un

2 por mil del total de la potencia instalado en España a 31 de diciembre de 2008.

Los resultados del análisis llevado a cabo muestran como aquellos parques

con antigüedad superior a 15 años es interesante repotenciarlos lo antes posible.

Cuenta a su favor que la tecnología que tienen instalada es la más antigua y por

tanto el salto que pueden experimentar es muy significativo. Además los

parques más antiguos disfrutan normalmente de los mejores emplazamientos

eólicos y por tanto el potencial de mejora es mayor.

Los parques de antigüedad entre 10 y 15 años obtuvieron resultados dispares

en función de la tecnología que tienen instalada. En aquellos con las máquinas

más antiguas y por tanto de menor potencia unitaria, lo más interesante es

repotenciar lo antes posible. Sin embargo, en aquellos con tecnología entre

quinientos y setecientos kilovatios puede ser más interesante esperar de dos a

cuatro años.

También es cierto que a pesar de aumentar el coste de la inversión inicial,

apostando por tecnología más avanzada, sigue siendo razonable, mientras se

mantenga la potencia y por supuesto si se incrementa. Por lo que puede ser

preferible buscar la mejor tecnología disponible en el mercado a pesar de que

suponga un coste inicial mayor ya que seguirá siendo grande el salto en

producción y fiabilidad conseguido.

Aquellos parques de menos de diez años o con máquinas instaladas de

potencia superior a los 750 kW será más recomendable hoy por hoy esperar

unos cinco años hasta un mayor desarrollo de la tecnología o un abaratamiento

6 Conclusiones 117

de costes que permita amortizar la nueva inversión realizada y obtener mayores

rendimientos.

Además, se muestra que siempre, en todos los casos, lo más interesante es

amortizar aceleradamente y financiar con recursos ajenos el mayor porcentaje

posible del coste del proyecto.

En conclusión, hay unos 300 MW, que suponen un 2% del total de los

existentes al finalizar 2007, para los que lo más interesante es proceder a la

repotenciación lo antes posible, y otros 400 MW que podría serlo a partir de

unos tres años.

Una cosa queda clara y es que para finales de 2008 no se alcanzarán los 2.000

MW repotenciados propuestos en el Real Decreto, ya que por mucho que se

avanzara podría llegarse a los 600 – 750 MW, suponiendo que se siguiera el

ejemplo analizado de la Sociedad Eólica de Andalucía.

Sin embargo, la crisis financiera en la que estamos inmersos y cuyo fin no se

vislumbra a corto plazo nos predispone a considerar dicha cifra como un valor

optimista.

Bibliografía 118

Bibliografía

[1] Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, por el que se regula la actividad de

producción de energía eléctrica en régimen especial. BOE num. 126 (2007).

[2] Manual de Energía Eólica. IDAE (2006).

[3] Memorias de la Sociedad Eólica de Andalucía desde 1993 hasta 2007. SEASA

(1994 a 2008).

[4] Plan de Fomento de las Energías Renovables en España 1999 – 2010. IDAE

(1999).

[5] Plan de Energías Renovables en España 2005 – 2010. IDAE (2005).

[6] Las decisiones financieras en la práctica : inversión y financiación en la

empresa. Fernando Gómez-Bezares Pascual. DESCLÉE (1998)

[7] Generación eléctrica con energía eólica: presente y futuro. Fidel Fernández

Bernal; Oscar López García. Asociación Nacional de Ingenieros del ICAI (2006)

[8] Green Paper: “Towards a European strategy for the security of energy

supply” (2000)

[9] Propuesta de Directiva del Parlamento Europeo y del Consejo relativa al

fomento del uso de energía procedente de fuentes renovables (enero 2008)

[10] International Wind Energy Development. BTM Consult (03/2009)

[11] Como analizar la inversión de un proyecto eólico. Juan José Romero Zamora

IFAES (10/2008)

[12] Infopower, Actualidad y Tecnología de Producción y Uso Eficiente de

Energía (Noviembre/Diciembre 2008)

[13] Orden ITC/3860/2007, de 28 de diciembre, por la que se revisan las tarifas

eléctricas a partir del 1 de enero de 2008. BOE num 312 (2007).

[14] 20% Wind Energy by 2030. U.S. Department of Energy (07/2008).

Bibliografía 119

[15] Resolución P.O. 12.3 Requisitos de respuesta frente a huecos de tensión de las

instalaciones eólicas (4 de octubre de 2006)

[16] Integración de la Energía Eólica en Condiciones de Seguridad para el

Sistema. REE (02/2007)

[17] Estudio de Penetración Eólica en el Sistema Eléctrico Español. Deloitte (2009)

Posibilidades de repotenciacion de parques eolicos en españa

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