anêlisis del mercado eìlico español: el punto de vista del inversionista.

ANÁLISIS DEL MERCADO EÓLICO ESPAÑOL:
EL PUNTO DE VISTA DEL INVERSIONISTA.
*
Sandra Beatriz Garavito Rojas
ANTECEDENTES
Este estudio se preparó para la empresa ESSENT División de Energías Renovables. ESSENT es
una empresa líder en el mercado eléctrico Holandés (la segunda después de Nuon) y tiene
negocios también en Alemania y Costa Rica. La empresa muestra interés en expandir su
participación en el mercado de Energías renovables en Europa del este, específicamente en
Francia y España. Con el fin de redefinir su estrategia de inversión, se realizó un análisis
para establecer si las condiciones legales y económicas para proyectos de energía eólica en
España son actualmente más favorables que en Holanda. El objetivo del estudio es
identificar, analizar y describir la situación de las energías renovables enfocándose a la
energía eólica en el país Ibérico. El estudio se realizó bajo un enfoque de riesgos para un
inversionista que evidentemente busca la maximización de beneficios. Por lo tanto, se llevo
a cabo un estudio de viabilidad económica, técnica y financiera de un posible proyecto en
España que incluyó: análisis del marco político de apoyo a las renovables, estudio del marco
normativo, estudio del mercado y de los esquemas de inversión para lo cual se desarrollaron
los correspondientes modelos financieros.
Lo anterior, sumado a una comparación con otros marcos de apoyo a las renovables en la
Unión Europea permitió establecer para el caso particular de un inversionista, la
efectividad de una política encaminada a incrementar la participación de las energías
renovables en uno de los países que debe cumplir con compromisos de reducción de
emisiones de GEI.
Esta iniciativa fue desarrollada bajo la modalidad de práctica empresarial de la autora para
optar al MBA en gestión ambiental y energética de la Universidad de Twente en Holanda en
el año 2003.
•
Administradora de Empresas. Universidad Nacional de Colombia.
MBA Environment Advisor – Energy management specialist – University of Twente Holanda.
Email: sgaravitor@yahoo.com sgaravitor@hotmail.com
1
INTRODUCCION
El desarrollo de la energía eólica en España ha sido considerado como uno de los casos
exitosos en el mundo en energías renovables. Para el año 2002 representaba la segunda
capacidad instalada más alta después de Alemania. Ha crecido exponencialmente en los
últimos 4 años. Desde el año 2001 al 2002, por ejemplo, la capacidad instalada creció en
42%, la más alta en la historia del país.
El compromiso del gobierno Español hacia las energías no convencionales ha determinado
también un lugar importante para la energía eólica como sector de crecimiento económico
estratégico del país. Las cifras alcanzadas se explican, primero, con el ambicioso objetivo
de alcanzar una capacidad de 13.000 MW instalados en el 2010, derivado del compromiso
del país de fomentar la generación de electricidad con energías renovables para cumplir con
la meta del protocolo de Kyoto y consecuentemente la reducción de emisiones de CO2.
Igualmente, un buen potencial de régimen de vientos en regiones como Galicia, Aragón,
Castilla La mancha entre otras, sumado a el sistema de primas o Feed in Tariff para la
producción, han sido factores determinantes en este crecimiento.
Por estas razones principales, es un mercado atractivo para inversionistas locales y
extranjeros. Sin embargo penetrar esos mercados puede implicar altos rendimientos pero
también grandes riesgos y barreras. Este estudio analiza la situación de la energía eólica en
España para el año 2003, desde el punto de vista de un inversionista potencial que bajo el
enfoque de proyectos y análisis de riesgos establece la viabilidad de una inversión.
Este artículo contiene 4 partes. La primera presenta un panorama general de los esquemas
de soporte, legislación y política de las renovables en general en la unión Europea y en
España específicamente. La segunda parte, conjuga estos elementos y define un “Modelo
financiero” de inversión en un proyecto de energía eólica, la tercera parte analiza los
requisitos administrativos y legales para el desarrollo de un parque eólico. En la cuarta
parte se expone un panorama general del mercado de la energía eólica en España.
Finalmente, se realiza un análisis de las opciones de crecimiento e inversión en este tipo
energía en España y se menciona la reciente modificación al soporte gubernamental en las
tarifas para las renovables.
2
1
RACIONALIDAD DEL MERCADO DE LAS RENOVABLES EN LA UNIÓN
EUROPEA
Con el objetivo de fomentar un aumento de la contribución de las fuentes de energía
renovables a la generación de electricidad en el mercado interior y sentar las bases de un
futuro marco comunitario para el mismo1, la comunidad Europea y sus estados miembro
adoptaron la Directiva 2001/77/EC. La directiva ha fijado valores de referencia para los
objetivos indicativos Nacionales de los Estados miembros respecto a la electricidad
producida a partir de las fuentes de energía renovable en el consumo bruto de electricidad
para el año 2010. El objetivo general para la unión Europea ha sido fijado en 22.1% en 2010
comparado con el 14% en 1997. Aunque esta directiva ha sido la base para el desarrollo de
las renovables en la unión Europea, otras razones como la seguridad de suministro
energético, la liberación de los mercados energéticos (lo que ha permitido los
intercambios) y la generación de empleo se han constituido como motores fundamentales
para el desarrollo del mercado de las renovables.
Es claro que las energías renovables son viables únicamente si tienen un apoyo adicional al
que tienen las convencionales. De otra forma, nuevas inversiones no podrían tener lugar por
altas inversiones iniciales y en algunos casos, costos de producción elevados. Los Estados
miembros han utilizado diferentes mecanismos para el apoyo a las renovables. A manera de
resumen se pueden diferenciar por su enfoque: política sobre el precio o sobre la cantidad y
por el incentivo: a la generación o la inversión. (Ver tabla 1)
Tabla 1. Esquemas de soporte a las renovables en Europa
Política
Precio
Cantidad
Incentivo
Inversión
Generación
Papel del mercado
Subvención
a
la
inversión
Incentivos fiscales
Feed-in tariff REFIT
(Renewable
energy
feed- in tariff)
El mercado fija la
cantidad
Subastas
Cuotas y certificados
verdes
El mercado
precio
fija el
En cuanto a la política de precio, la subvención a la inversión y los incentivos fiscales son
comunes en países como Holanda, Portugal, Alemania e Inglaterra. Consisten en porcentajes
de la inversión inicial financiados por el gobierno (caso común para la energía solar
fotovoltaica y térmica) y porcentajes que se pueden deducir de la inversión inicial
gravable2.
1
DIRECTIVA 2001/77/CE DEL PARLAMENTO EUROPEO Y DEL CONSEJO de 27 de septiembre de 2001. Diario
oficial de las comunidades Europeas.
2 Un ejemplo muy claro es el caso de Holanda en donde el monto de la inversión puede deducirse para las
obligaciones fiscales. Hoy en día el 55% del total de la inversión puede deducirse de la inversión gravable (paper
MBA). Adicionalmente, la figura de depreciación acelerada ha sido importante en la promoción de las renovables
en este país.
3
Otra opción desde esta misma política (la de precio), es el subsidio a la oferta con el
sistema de Feed-in Tariff. (REFIT). En este sistema un precio mínimo establecido por cada
kWh generado se garantiza a los generadores de electricidad con fuentes renovables.
De otro lado, la política de cantidad, se ha visto fortalecida por dos opciones: las subastas
con incentivo a la inversión y las cuotas y cerificados verdes con incentivos a la generación.
Las subastas fueron desarrolladas inicialmente por Inglaterra. “En este sistema se convocan
oferentes para la generación de electricidad a partir de las renovables en intervalos
intermitentes. Para cada tipo de energía renovable se establece una cuota, al oferente con
el precio de oferta más bajo, se le asigna el contrato”. (Niels Mayer., 2000)
Los certificados verdes se establecen bajo el principio de separación de la generación de
electricidad y el beneficio ambiental de la fuente energética. El beneficio ambiental se
refleja en un “certificado verde” que se emite una vez se genera la electricidad. Estos
certificados, pueden venderse posteriormente. En este punto, el concepto de cuotas entra
a jugar un papel importante. Las cuotas mínimas de generación de electricidad por fuentes
renovables dan impulso al mercado de certificados verdes. Las cuotas consisten en montos
mínimos de electricidad a partir de renovables que cada generador tradicional (de fuente
térmica por ejemplo) debe cumplir. Igualmente, en algunos países los consumidores
industriales están obligados a cumplir una cuota de consumo de electricidad proveniente de
fuentes de energía renovable.
En la mayoría de los países de la UE, la utilización de más de un incentivo a la política de
precio y o cantidad ha sido común. A continuación, se analizará el caso del mercado eólico
Español, en donde el sistema Feed-in Tariff ha sido principalmente utilizado.
2
EL MERCADO EÓLICO ESPAÑOL
A raíz del protocolo de Kyoto, España se ha comprometido, a alcanzar el 12% de generación
total de electricidad a través de las energías renovables (en adelante RES), 5% de energía
eólica y el porcentaje restante en otras fuentes. El marco de referencia para las RES en
España se encuentra en el Plan para la promoción de la Energia Renovable. (IDEA, 1999).
Este documento establece los elementos y orientaciones para cumplir con lo formulado en
la Ley del sector eléctrico Ley 54 de 1997 (LSE) en la cual se definen las diferentes
alternativas consideradas como fuentes renovables de energía, al igual que las tarifas a
pagar por electricidad generada por estas fuentes. La estrategia de desarrollo se considero
para: pequeños recursos hidráulicos, biom-asa, Desechos municipales urbanos, energía
eólica, solar térmica, solar fotovoltaica y geotermia.
EL plan de promoción a las energías renovables de 1999 busca 3 objetivos fundamentales
(IDEA, 1999):
•
•
•
Garantizar el suministro energético ya que España es altamente dependiente, en
1998 el 70% de la electricidad fue por intercambio – importación.
Compromiso con el medio ambiente, especialmente al cumplimiento de la meta del
protocolo de Kyoto.
Buscar impactos positivos en la economía del país como consecuencia de la difusión y
uso de las renovables.
A nivel nacional diferentes metas a cumplir se han fijado en el Plan para la promoción de las
renovables. La biomasa y la energía eólica tienen la prioridad en expectativas de
4
crecimiento. Las metas para estas renovables se incrementaron en 2002 a 13.000 MW de
capacidad instalada para la eólica y 3,098 MW de capacidad instalada para Biomasa. Desde
el punto de vista financiero, el incentivo ha sido un sistema de tarifas que ha generado gran
interés entre los inversionistas locales y extranjeros., especialmente en energía eólica. A
nivel local, las comunidades autónomas (en adelante CCAA) tienen planes concretos para
cumplir con sus objetivos de generación por fuentes renovables. La energía eólica se ha visto
favorecida en comunidades como Galicia, Aragón, Navarra, y hoy en día Castilla y león y Castilla la
Mancha.
2.1
PANORAMA GENERAL DE LA ENERGIA EOLICA EN ESPAÑA
Muchos factores han determinado el rápido crecimiento de esta fuente renovable en
España. Buen régimen de vientos, población concentrada en ciudades pequeñas lo que
permite la construcción de grandes parques en áreas rurales, y el factor más importante, un
marco político y normativo establecido que ha permitido un retorno a la inversión favorable
con riesgos relativamente bajos.
Adicionalmente, el sector financiero participa
activamente en estos proyectos no sólo como entidades de financiamiento sino también
tienen participación como socios en un gran número de proyectos.
España es uno de los países con la mayor tasa de crecimiento de energía eólica. Alcanzó en
2002 el mayor nivel con 1, 493 MW para ese año y 5, 043 MW acumulado. Ver tabla 2. En el
año 2002 era el segundo después de Alemania (Aproximadamente 12,000 MW).
Tabla 2. Capacidad Instalada y tasa de crecimiento de la energía eólica en España
Acumulado
2000
Acumulado
2001
2,836
3,550
Fuente: : BTM, 2002.
Acumulado
2002
5,043
Tasa de
crecimiento
2001 – 2002 %
42.1
Promedio de
crecimiento
en 3 años %
40
Es necesario aclarar el la energía eólica offshore no ha sido ampliamente considerada en el
país. Caso contrario al de Dinamarca, Alemania e Inglaterra. Primero, porque España no
cuenta con una plataforma continental adecuada. (Garrigues, 2002). Segundo, al momento
de este realizar este estudio, no existía un marco regulatorio para este tipo de proyecto o
algún tipo de incentivo específico.
A nivel local las Comunidades autónomas han fijado igualmente las metas para energía
eólica. Galicia ha fijado un ambicioso objetivo de 2,500 MW para el 2010, como se puede
observar en la grafica 1.
La ley del sector eléctrico (LSE) ha favorecido el rápido crecimiento de la energía eólica.
Esta ley permite que los generadores con una capacidad instalada inferior a 50 MW hagan
parte de lo que se denomina : “Régimen Especial”. Esto les permite entrar al mercado
eléctrico sin tener que participar en el sistema de ofertas (bidding system). Adicionalmente,
reciben una prima adicional por encima del precio del mercado como compensación a los
beneficios ambientales por el uso de RES.
5
Gráfica 1. Metas y logros alcanzados a la fecha en capacidad Instalada. Energía Eólica por comunidades
autónomas
Murcia
Valencia
Pais Vasco
Asturias
Cataluña
Canarias
Installed 2002
Andalucia
Target 2010
La Rioja
Castilla y Leon
Navarra
Aragon
Castilla La Mancha
Galicia
0
400
800
1200
1600
2000
2400
2800
Galicia
Castilla
La
Mancha
Installed 2002
1314
741
733
692
634
203
163
126
86
73
26
20
11
Target 2010
2500
400
1000
635
850
100
1100
250
425
300
200
290
294
Aragon
Navarra
Castilla y
La Rioja Andalucia Canarias Cataluña Asturias
Leon
Pais
Vasco
Valencia
Murcia
Fuente: desarrollado para el proyecto. Con información de http://www.cne.es/mercados.html link Excel Régimen
Especial y Diferentes planes de energía eólica en las CCAA.
Para la energía eólica significa que toda unidad de electricidad producida será pagada a un
precio piso en un rango entre el 80 – 90% del precio final al consumidor. (EWEA, 2001).
Reciben entonces lo que se conoce como: Prima eólica que es adicional al precio promedio
para compensar el beneficio ambiental de este tipo de generación. Igualmente, los
generadores cuentan con un acceso a la red ilimitado: toda la electricidad producida será
recibida por el sistema de interconectado nacional y deberá ser pagada al productor. El
comprador (distribuidor /transportador) de electricidad pagara directamente al generador
por cada kWh y posteriormente podrá recobrar el excedente a la CNE –comisión Nacional de
energía). El real decreto 288 de 1998 establece los procedimientos y requisitos para entrar
al régimen especial. También, el funcionamiento de los contratos con distribuidores y los
procedimientos administrativos mínimos para la puesta en funcionamiento de un parque
eólico (o cualquier instalación RES)
2.2
ESTRUCTURA DE LA PRIMA EOLICA
Los generadores de electricidad de RES podrán optar (para el año 2003) por dos opciones de
compensación: precio fijo o precio variable.
6
2.2.1 PRECIO VARIABLE:
La compensación por kWh se calcula así:
T = Pm+ Pr +-RP
Donde;
T= tarifa (c€/kWh)
Pm: precio pool del Mercado: el operador del Mercado eléctrico Español (OMEL
www.omel.es) publica el precio por hora final que es el precio que en cada hora los
demandantes de electricidad tiene que pagar para adquirir electricidad en el sistema de
ofertas. El operador publica igualmente 2 precios, uno para las horas pico y el otro para el
periodo fuera de este horario.
Pr: Prima: El gobierno fija anualmente una prima de acuerdo a la tecnología (eólica,
biomasa, solar). Ver tabla 3. La comisión nacional de energía actualiza esta tarifa de
acuerdo a los precios de la electricidad. Las primas son revisadas cada 4 años para
establecer cambios de acuerdo a la evolución del Mercado RES. El valor de la prima se
establece considerando las externalidades ambientales de la generación tradicional.
Cargos por potencia reactiva: si el factor de potencia esta sobre 0.9 el complemento
deberá ser acreditado al productos, si esta por debajo deberá descontarse.
2.2.2 PRECIO FIJO:
Los generadores de RES pueden optar por un precio fijo. Es decir para todas y cada una de
las horas aplicar un mismo precio definido anualmente por el gobierno.
Tabla 3. Primas por kWh para generadores del regimen especial 2001 – 2003.
Tecnologia
Biomasa
primaria
Biomasa
secundaia
Energia eolica
Pequeña hidro
Solar
fotovoltaica
Caso especial
Capacidad
≤ 10 MW
>10 MW and ≤
50 MW
≤ 5 MW
2001
Prima
variable
c€/kWh
2.7707
Prima
fija
c€/kWh
6.1544
2002
Prima
variable
c€/kWh
2.7887
Prima
fija
c€/kWh
6.1724
2003
Prima
variable
c€/kWh
3.3250
Prima
fija
c€/kWh
6.8575
2.5603
5.9440
2.5783
5.9620
2.5136
6.0582
2.8788
2.9870
2.9870
6.2625
6.3647
2.8969
3.0051
3.0051
6.2806
6.3827
2.6640
2.9464
6.2145
6.4909
36.0607
39.666
8
21.636
4
36.060
7
18.030
4
39.6668
18.0304
> 50 MW
21.6364
0.5770
Fuente : Idea 2002 y R.D. 436/2002. of 27th of December. Tarifa eléctrica para el año 2003.
El comportamiento de los precios bajo las dos opciones puede detallarse en la grafica 2.
7
Gráfica 2. Comparación histórica de las opciones precio fijo vs precio variable
Comparación opciones de tarifa
9
8
7
c€/kWh
6
5
4
3
2
1
0
99-1
99-2
99-3
00-1
00-2
00-3
01.-1
01.-2
01.-3
02.-1
02.-2
02.-3
03.-1
Fixed
Periodos por año
Pool + Premium
Fuente : Para el proyecto de Energías renovables y eficiencia energética, I.D.A.E., 2003 y de precios mensuales
para el régimen especial www.omel.es
En general, se ha podido apreciar una tendencia de los generadores a escoger la
compensación por precio variable. Si se observa la gráfica 3, se puede apreciar que el precio
promedio de electricidad para energía eólica esta mas cerca al precio variable que al precio
fijo.
Gráfica 3. Comparación Precio fijo, precio promedio y precio variable de kWh para energía eolica.
7
c€/kWh
6.8
Fixed price
6.6
Variable
Price
Average
sales price
6.4
6.2
6
1998
1999
2000
2001
Year
Fuente. Desarrollado para el proyecto con información de CNE, 2002
8
2.3
PRINCIPALES BARRERAS:
Muchos factores han afectado el desarrollo de la eólica en España. Los primeros años de
crecimiento, se vieron interrumpidos por la pobre infraestructura de conexión y transporte
para los parques eólicos desarrollados en zonas rurales distantes. Hoy en día, existen varios
planes para realizar la interconexión, sin embargo todos los costos corren por cuenta del
inversionista.
Otro factor de gran relevancia desde la visión de los inversionistas, es la garantía de la
prima por la vida útil del proyecto. En el marco normativo Español, a la fecha de
elaboración de este estudio, no se define de manera clara el tiempo de aplicabilidad de la
prima, lo que genera un riesgo alto para los posibles inversionistas.
Los bancos, que al inicio participaban activamente, imponen cada día mas requisitos para
los prestamos en este tipo de proyectos, debido a que las solicitudes de préstamo para
energía eólica son muchas y ellos buscan diversificar su portafolio. Durante el 2002 el 80%
de lo invertido en energía eólica se financio por créditos bancarios, el 20% por capital
propio. (Energias renovables, http://www.energias-renovables.com, 2003).
Adicionalmente, es evidente que recientemente hay más barreras para emitir los permisos
de instalación de los parques eólicos, de construcción y funcionamiento por parte de las
autoridades locales de las CCAA. Lo que resulta en tiempos de ejecución de proyectos de
mas de 6 años (Boletin APPA No 5, 2003).
3
MODELO FINANCIERO PARA UN PROYECTO TIPO DE ENERGIA EOLICA
EN ESPAÑA
Los modelos financieros (ver ejemplo Anexo A) se estructuraron teniendo en cuenta toda la
política y normatividad para el periodo de estudio, igualmente se tomaron datos de una
encuesta realizada a 43 dueños de parque eólicos en España3. Se consideraron diferentes
escenarios que van acorde con la opción de compensación (variable o fija). Se formulan
algunas hipótesis dado que el esquema de compensación no es fijo para toda la vida del
proyecto y el precio del Mercado puede variar drásticamente. El modelo financiero incluye
los siguientes aspectos típicos de un análisis de flujo de caja para un proyecto de este tipo:
!
!
!
!
!
!
3
Inversión inicial. (desarrollo del proyecto, gastos de personal, equipos,
subestaciones, costos de conexión etc,)
Producción en kWh y horas equivalentes (load hours): en España se deben
considerar horas pico. (peak hours y peak off hours)
Tarifa: se consideró el precio fijo y el variable.
Vida útil y calculo de depreciación del equipo
Costos de restauración del lugar después de desmantelarlo.
Costos de operación y mantenimiento.
Estudio hecho por Garrigues. Pra la Comisión nacional de energía. Costos de producción para instalaciones del
régimen especial. 2002.
9
Los modelos en Excel permiten el ingreso de datos de acuerdo a las características del
parque. Para esta publicación, se ingresaron los datos de un parque eólico tipo para el cual
se consideran los siguientes supuestos en el flujo de caja.
!
!
!
!
!
!
!
!
!
!
!
!
!
!
!
!
!
Capacidad: 25 MW
IVA: 16% para el costo de los equipos
No hay financiamiento por el gobierno
Criterio WACC para evaluación del proyecto
Gastos de conexión adicionales : entre € 30.000 y 50.000 por MW
Horas equivalentes: 2,500 /año
Producción anual: 62´500.000 kWh
Gastos indirectos: licencias, permisos, servicios de ingeniería, evaluaciones de
impacto ambiental
Tarifa:
Dos opciones precio fijo y precio variable.. Para el precio variable, específicamente
el precio del mercado, se tomaron datos históricos ( 1999 – 2002) de los precios de
la electricidad por hora y se determinó el promedio en periodos de 4 meses. (por la
influencia de las estaciones en el mercado electrico Español). Se definen entonces 3
periodos: de enero a Abril, de Mayo a Agosto y de Septiembre a Diciembre. Los
precios se consideraron para las horas pico y las horas normales. A estos valores se
sumó el valor de la prima eólica para el año 2003, con un incremento anual para el
flujo de caja de 1.4%
Para la opción de precio fijo, se utilizó la prima fijada por el gobierno con un
incremento anual para el flujo de caja del 1.4%.
Vida útil: 15 años.
Depreciación: lineal.
Costos de operación y mantenimiento: datos promedio de la encuesta
Arrendamiento de tierras – espacio: costo fijo promedio de 1,200 – 1,500 €/ turbina.
Costo variable: % de las ventas de electricidad.
Seguros: por costos generales, responsabilidad civil y daños materiales.
Impuestos sobre sociedades: 35%
Otros impuestos: Impuestos a la actividad económica.
Garantía bancaria de cumplimiento de obligaciones: 2% de la inversión total.
A continuación se presentan en tablas algunos de los principales componentes considerados
en el proyecto.
Tabla 4. Parámetros técnicos de los parques eólicos en España.
PARAMETRO
Mean / average
Capacidad
Instalada
(MW)
Generación
total
(MWh/year)
Consumo propio (%)
Pérdidas (%)
Electricidad para la red
(MWh/year)
Horas
equivalentes
(h/year)
Disponibilidad(%)
Factor de potencia
30
Standard
deviation
14
75.9
9.45
0.54
3.90
73.5
0.09
1.50
9
2,450
300
96
0.99
1.5
0.02
Fuente: encuesta realizada a 43 parques eólicos. Garrigues 2002
10
Tabla 5. Composición de la inversión inicial en parques eólicos
Inversión inicial
Inversión
turbine
(€/kW)
por
Mean (1) 1. 5
MW
950
Standard
deviation
60
Mean
kW
830
Elemento
(2)
600
Standard
deviation
50
%
Inversión
inicial
76
7
8
5
1
3
100
Turbina
Sistema eléctrico
Obras civiles
Conexión a la red
Otros de obra
Administración y licencias
Total
Fuente: encuesta realizada a 43 parques eólicos. Garrigues 2002
Tabla 6. Componentes de Ingresos y costos en los parques eólicos
INGRESOS Y GASTOS
Elemento
Ingresos
Ingreso por venta de
electricidad
Gastos
de
explotación
O&m
Arrendamientos
de
espacio
Gastos asociados a la
disponibilidad
de
fucionamiento
Seguros
Otros
gastos
de
explotación
Total
Margen
de
explotación
Margen
Depreciación
Minimum
value
(c€/kWh)
Maximum
value
c€/kWh)
(
Mean
(c€/kWh)
Porcentaje
del
ingreso total
Standard
deviation
(c€/kWh)
6.30
7.01
6.74
100%
0.28
0.74
0.10
1.01
0.20
0.81
0.15
12%
2.2%
0.25
0.05
0.06
0.08
0.07
1%
0.01
0.07
0.10
0.13
0.20
0.08
0.12
1.2%
1.8%
0.02
0.04
1
1.27
1.16
17.3
0.29
5.03
6.18
5.63
82.7%
0.30
1.77
3.25
2.54
37.69%
0.62
Fuente: encuesta realizada a 43 parques eólicos. Garrigues 2002
11
4
PROCESOS ADMINISTRATIVOS: RIESGOS EN LOS TRÁMITES Y TIEMPOS
DE EJECUCIÓN
En términos generales los procedimientos requeridos para la instalación y puesta en marcha
de un parque eólico son:
1.
2.
3.
4.
5.
6.
Autorización administrativa
Aprobación del proyecto
Aplicación para conexión a la red
Permiso de construcción y licencia ambiental
Licencia de actividades
Inscripción y autorización para registro en el régimen especial
Cada comunidad autonoma cuenta con requisitos independientes para la construcción y
puesta en marcha de parques eólicos. En algunas comunidades autonomas la planeación
territorial ya incluye la especificación de los sitios permitidos para la construcción de
parques eólicos. Igualmente, los denominados planes eólicos consitutyen el documento
oficial que incluye todo lo relacionado con la explotación del recurso eólico en la
comunidad. Bajo este enfoque, existen actualmente tres opciones de inversión: parque
eólico, plan estrategico o empresarial (cuando una misma empresa busca construir mas de
un parque de menos de 50 MW) y turbinas aisladas.
En todas las etapas, pero especialmente en la aprobación del proyecto, la publicación en los
diarios oficiales de las comunidades permite que la población presente sus objeciones y
observaciones a los proyectos. Existen grupos de oposición a la construcción de estos
parques bastante establecidos que ejercen gran presión a las empresas generadoras en el
aspecto ambental y social, lo que implica periodos de evaluación y aprobación del proyecto
extensos.
Gráfica 4. Procesos administrativos para la construcción de un parque eólico
12
5
5.1
DESCRIPCIÓN DEL MERCADO Y EVALUACIÓN DE LA FACTIBILIDAD DEL
PROYECTO
CAPACIDAD INSTALADA: PRESENTE Y FUTURO
En la gráfica 5 se puede observar el potencial eólico de la península Ibérica. La capacidad
hasta ahora instalada en las regiones demarcadas es la evidencia su potencial.
#
#
#
#
Galicia: 1,314 MW
Castilla La Mancha: 714 MW
Aragon: 723 MW
Navarra: 692 MW
Gráfica 5. Potencial eólico en España
La tabla 7 presenta información sobre el número de parques y su capacidad en MW
actualmente en operación (registro definitivos) y los provisionales (es decir, los que están
en proceso de aprobación).
Tabla 7. Capacidad instalada y por instalar – Marzo 2003.
Registro definitivo –
Número de parques en
Operación
274
Capacidad
instalada MW
4,800*
Registro
provisional
Número de
parques
Capacidad a instalar
provisional MW
749
24,230
*La cifra no coincide con el total reportado por parques en registro.
Source: Special regime database/ http://www.mineco.es/energia/ link:
y Base de datos del Registro
Estructura
13
5.2
TECNOLOGÍA
En España la capacidad instalada promedio por parque es 18 MW. La mas baja capacidad por
turbina instalada es de 300 kW en TARIFA con propósitos de testeo y la más alta es de 2
MW. En promedio la capacidad por turbina es de 750 kW. El uso de tecnología Nacional es
cada vez más extendido (56% del total de turbinas instaladas de Gamesa)
Teniendo en cuenta la clasificación (Norm 1400 -1 European Community), desde 1997 hasta
el 2002, las turbinas en España tienden a ser Clase III ( Referente wind: 37.5m/s, average
wind speed 7.50 m/s, turbulance intensity: 0.17). Los productores de turbinas reportan que
al menos el 50% de las turbinas instaladas en 2002 son Clase III. (APPA, 2002). Las
características técnicas responden en general a: generadores asíncronos, de eje horizontal,
mecanismo de orientación y 3 aspas, aerogeneradores de control de cambio de ángulo de
paso (pitched controlled). El diámetro del rotor es generalmente mayor a 30 m.
5.3
POTENCIAL EÓLICO
El potencial eólico en España ha sido estimado en 30,000 MW. Algunos estudios (BTM
Consultants) indican que si se continúa con el sistema de tarifas actualmente en uso la
capacidad instalada acumulada para el 2007 será de 13,043 MW (alcanzando el objetivo
antes de 2010). La capacidad instalada esta localizada como es de esperarse en las
locaciones con mayor potencial. De hecho, 76% de la capacidad instalada actual esta siendo
explotada en zonas en donde las horas equivalentes son 3,000 por año, el 50% en zonas con
2,800 – 3,000 horas por año. (Boston consulting group, 2003)
Las condiciones de viento son favorables en regiones como Galicia, Aragón, Castilla La
Mancha, Navarra y Castilla y León, en donde el promedio esta por encima de los 7.5 m/s.
Hoy en día los inversionistas están aplicando principalmente para regiones como: Castilla y
Leon, Castilla La Mancha,, Cataluña, Murcia, Extremadura, y Zaragoza, regiones con alto
potencial eólico, objetivos gubernamentales amplios y algunos con sitios todavía disponibles
(de acuerdo a los planes de ordenamiento territorial).
5.4
LOS INVERSIONISTAS
Los principales inversionistas desde 1984 – 2002 han sido grandes empresas de electricidad
(Endesa, Hidrocantabrico, Iberdrola, Unión Fenosa) empresas estas de energía eléctrica y
que desarrollaron negocios de subsidiarias independientes para las renovables como lo
exigía la legislación. Igualmente, participan grupos de diferentes sectores, como
instituciones financieras compañías aseguradoras, empresas públicas de diferentes niveles
de la administración gubernamental, institutos de desarrollo económico regional o nacional,
agencias de energía y empresas manufactureras de turbinas. Estos grandes inversionistas
participan básicamente con dos fórmulas: (Dinica, 2003):
•
•
Compañías especializadas en inversiones en renovables o específicamente de energía
eólica, quienes construyeron aproximadamente el 60% de la capacidad instalada entre
1994 y 2000.
Compañías intermediarias que comisionaron 35% en 48 proyectos entre 1994 y 2000 lo
que representó el 35% del total de la capacidad instalada.
14
•
El restante 5% fue desarrollado por inversionistas privados, centros de investigación para
propósitos científicos o pruebas de equipos para fabricantes.
Las siguientes son las principales compañías especializadas en renovables:
a) ENDESA: la generadora más grande del país fue la primera en vincularse a proyectos de
energía eólica. Estableció una subsidiaria manufacturera de turbinas denominada MADE.
En 1998, por la desintegración vertical requerida por la Ley del sector eléctrico,
estableció la subsidiaria para inversión en renovables, llamada: Endesa Cogeneración y
Renovables. Esta empresa es dueña o socia inversionista en 31% de la capacidad
instalada en España.
b) IBERDROLA: entro al Mercado eólico en 1994, en 1997 creó la subsidiaria Iberdola
diversificación. La estrategia de la empresa ha sido invertir a través de otras compañías
como Energía Hidráulica de Navarra (EHN) y Energías Eólicas Europeas.
c) UNION FENOSA: a tercera generadora más grande estableció la empresa Unión Fenosa
energías Especiales. La estrategia de inversión es a través de compañías intermediarias
con el enfoque de “Turnkey projects”.
d) HIDROCANTABRICO: en 1998 fundó la subsidiaria SINAE especializada en renovables, la
cual cuenta igualmente con socios de instituciones financieras (Caja Madrid) y de
seguros (MAPFRE).
Los fabricantes de turbinas también hacen parte activa del negocio eólico. Empresas como
Ecotecnia, Neg Micon y Bonus Bazan, utilizan la formula de Turnkey projects. Otros como
Desa, Made y Gamesa tienen empresas dedicadas exclusivamente a la inversión en energía
eólica.
Las instituciones financieras también han sido socias de compañías de electricidad, grupos
industriales del negocio eólico y compañías manufactureras de turbinas. Por ejemplo, el
Banco Bilbao Vizcaya, Caja Madrid y Sabadell. En el sector de seguros, e ejemplo más
evidente ha sido MAPFRE.
15
CONCLUSIONES FINALES Y RECOMENDACIONES
FINALES DEL 2003
•
•
•
•
•
•
El sistema de feed-in Tariff es lo suficientemente atractivo para los inversionistas. Sin
embargo, factores como la estabilidad de estas primas y tiempos de trámites
administrativos para el periodo de estudio, disminuían el interés de invertir en el
mercado eólico Español.
Los tiempos de desarrollo de los proyectos, pueden duplicar el tiempo inicialmente
estimado debido a los engorrosos y demorados trámites administrativos. Esto se explica
en el caso Español porque cada comunidad autónoma establece sus propios requisitos
para las licencias y permisos de construcción y funcionamiento del parque. Los
inversionistas no tiene la certeza, a pesar de seguir todos los procedimientos, de
obtener los permisos necesarios.
España es uno de los países con mayor tiempo de desarrollo del proyecto (lead times)
que puede llegar a ser hasta de 8 años. Lo anterior, justifica el gran crecimiento de la
capacidad instalada en el 2002, debido a que los proyectos construidos en ese año,
iniciaron por lo menos desde el año 1998.
El mercado eólico en el país Ibérico fue estable en los primeros años, sin embargo la
incertidumbre generada por una tarifa que no habia sido fijada a lo largo de la vida útil
de un parque eólico genera un factor de riesgo al realizar cualquier tipo de análisis de
inversión. Si bien es cierto que la estabilidad de la tarifa ha sido una constante en el
país, los inversionistas contaban para el tiempo del estudio, con opciones en donde el
marco regulatorio es mas favorable y menos incierto. (es el caso de Alemania o Francia
en donde se fija la tarifa por un rango de años y por la zona en la que se encuentra el
parque eólico) Adicionalmente, el apoyo a las empresas productoras de turbinas o partes
para las turbinas es altísimo y se prefieren los proyectos que presentan estas compañías.
Se puede asegurar que un gran porcentaje de los parques eólicos son propiedad de
muchas de estas empresas.
El análisis financiero, permite ver que un proyecto eólico en España en el momento del
estudio no es rentable para el inversionista. La tasa de retorno sobre la inversión, es
menor a la esperada.
Cualquier inversión en energía eólica de este tipo, debe considerar tres opciones:
inversión total empezando un nuevo proyecto, la actualización/modernización de un
parque existente o la asociación con empresas que ya tengan parques o proyectos
iniciados. En España, el gran auge se dió con turbinas de 600 kW para grandes parque
eólicos aproximadamente en 1998. Por lo anterior la estrategia de renovación,
/modernización de parques no es viable para los inversionistas, pues la mayoría de
parques a gran escala cuentan con turbinas de 600 kW o más.
Existen algunas regiones en las cuales el potencial eólico es alto y las áreas están aún
libres. Sin embargo por razones obvias hay un alto número de solicitudes y propuestas de
proyectos. La mejor estrategia entonces para un inversionista es desarrollar el proyecto
16
•
•
con un socio, puede ser una de las empresas de electricidad o industria manufacturera
de turbinas, a través de compañías intermediarias que hayan presentado solicitud y
dependiendo de la fase de aprobación del proyecto en que se encuentren,
preferiblemente contando ya con la conexión a la red, se pueden evaluar diferentes
opciones de participación.
Los socios potenciales para un inversionista pueden ser:
1.Una de las empresas grandes de electricidad que a través de sus subsidiarias
desarrollan proyectos en energías renovables. (Endesa cogeneración y renovables,
Hidrocantabrico /SINAE, de Iberdrola: Energía Eólicas Europeas o Energía Hidroeléctrica
de Navarra EHN) ) Con Iberdrola proyectos con Energías Eólicas Europeas o Energía
Hidroeléctrica de Navarra (EHN).
2. Empresas que manufacturan turbinas o partes de turbinas como Ecotecnía a través de
sus compañías intermediarias
Las áreas de mayor potencial eólico en el momento son: Castilla La Mancha, Castilla y
León, Cataluña, Valencia, Murcia y Navarra. El potencial eólico allí es alto (de 2,2002,500 horas equivalentes) y velocidades altas de entre 6 y 7 m/s. Aragón y Galicia son
regiones potenciales (mas de 7 m/s) sin embargo la estrategia allí no es construir un
parque nuevo, pues las zonas disponibles ya han sido asignadas. El inversionista puede
enfrentar dificultades en encontrar un cliente que quiera vender o hacer un acuerdo de
participación en un parque. (los parques allí ofrecen un nivel altísimo de rendimiento
financiero).
QUÉ HA PASADO DESDE ENTONCES?.
•
A raíz del decreto 436 de 2004, se dió un cambio en la legislación española de las
renovables. A partir de Marzo de ese año, las empresas del régimen especial pueden
escoger entre dos opciones de venta de la electricidad producida: (APPA, 2004)
1. Venta de la electricidad a las compañías distribuidoras, de quienes recibirán una
tarifa regulada por toda la electricidad producida (más otros conceptos), similar a la
que venia funcionando como precio fijo.
2. Venta de la electricidad en el mercado mayorista, a través de OMEL (operador del
mercado eléctrico) o a través de contratos bilaterales con intermediarios. En este
caso recibirán el precio del mercado más una prima fijada por el gobierno, pero
adicionalmente, un incentivo por kWh por participar en el mercado mayorista (más
otros conceptos como continuidad del suministro).
Un paso importante con este decreto es la fijación de la tarifa por la vida útil del proyecto
de energía renovable.
•
•
En el año 2004, en términos de crecimiento, España ocupó el primer lugar al instalar
2.065 MW para un acumulado de 8,263 MW. La contribución a la generación total de
electricidad en España alcanzó en ese año el 6.5%. Resultado que sobrepasa la meta
fijada en el Plan de Promoción de las Energías Renovables de 1999 (5% para 2010). Existe
un nuevo plan de promoción a las renovables
El objetivo para el 2011 ha sido aumentado a 20,000 MW. Esta cifra oficial, ha sido
acogida por los productores quienes incluso han pronosticado alcanzarla y superarla bajo
el nuevo régimen de compensación.
17
€
€
€
€
€
2.228.830-
7,93%
€
2.818.465 €
5.669.625
€
ANEXO A. Flujo de Caja de un parque eólico tipo en España 2003.
Net present value 9,5%
Internal rate of return
Cumulative cash flow
Total cashflow
- €
€
851.160
€
€
€
€
€
- €
2.000.000 €
2.000.000
€
€
25.000.000- € 2.818.465,49
€ 2.851.160,00
2005
851.160
458.317-
1.309.477
-
2.000.000
€
€
Total depreciation
818.465 €
929.7723.309.477
€
€
Project result
2004
818.465 €
440.712-
1.259.178 €
3.269.178
754.188175.584-
€
€
€
25.000.000-
2003
- €
- €
€
€
911.541- €
172.141-
739.400-
4.239.249
4.239.249
2005
investment
Cashflow
€
Project result after tax
€
€
€
Depreciation
Financial expenses (interest from bank
guarantee)
Corporate tax
10.000-
€
EBITDA
- €
€
Total explotaiton costs
€
€
Site restoiration costs
Taxable income
2.000.000
€
Explotaition costs
€
4.180.719 €
€
4.180.719
€
2004
Total Revenues
2003
35,0%
9,5%
revenues per total kWh
Exploitation
Corporate tax
WACC
Rates for calcultaions
8.547.276
€ 2.877.650,13
2.000.000
877.650
2006
877.650
472.581-
1.350.231
2.000.000
3.350.231
948.367-
179.095-
769.272-
4.298.598
4.298.598
2006
€
€
€
€
€
€
€
€
€
€
€
€
€
11.451.714
€ 2.904.438,60
2.000.000
904.439
2007
904.439
487.005-
1.391.444
2.000.000
3.391.444
967.335-
182.677-
784.657-
4.358.779
4.358.779
2007
€
€
€
€
€
€
€
€
€
€
€
€
€
14.383.242
€ 2.931.528,14
2.000.000
931.528
2008
931.528
501.592-
1.433.120
2.000.000
3.433.120
986.681-
186.331-
800.350-
4.419.802
4.419.802
2008
€
€
€
€
€
€
€
€
€
€
€
€
€
17.342.164
€ 2.958.921,47
2.000.000
958.921
2009
958.921
516.342-
1.475.264
2.000.000
3.475.264
1.006.415-
190.058-
816.357-
4.481.679
4.481.679
2009
€
€
€
€
€
€
€
€
€
€
€
€
€
20.328.785
€ 2.986.621,36
2.000.000
986.621
2010
986.621
531.258-
1.517.879
2.000.000
3.517.879
1.026.543-
193.859-
832.684-
4.544.422
4.544.422
2010
€
€
€
€
€
€
€
€
€
€
€
€
€
23.343.416
€ 3.014.630,54
2.000.000
1.014.631
2011
1.014.631
546.340-
1.560.970
2.000.000
3.560.970
1.047.074-
197.736-
849.338-
4.608.044
4.608.044
2011
Análisis del mercado eólico español: El punto de vista del inversionista
Análisis del mercado eólico español: El punto de vista del inversionista
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Presentación en la feria MadridInnova: "La situación de las energías renovables: presente y
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Las energías renovables: Presente y Futuro. Manuel de Delás, Secretario General. Master en
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