Facultad de Ciencias Económicas y de Administración Centro de Posgrados PROYECTO DE INVERSIÓN PARA UN PARQUE EÓLICO Posgrado de Administración U.D.E.L.A.R- Facultad de Ciencias Económicas Octubre, 2012 Orientador: Cr. Francisco Danza Equipo de Trabajo: Cr. Julio Ferrada; Ing. Ignacio Ponce de León; Cra. Ethel Zanetti Facultad de Ciencias Económicas y de Administración Centro de Posgrados Agradecimientos Agradecemos especialmente al Cr. Francisco Danza por su compromiso y apoyo técnico, lo cual posibilitó la elaboración del presente trabajo. Asimismo agradecemos a todos nuestros compañeros de trabajo en UTE, que siempre estuvieron dispuestos dar respuestas a nuestras consultas, por poner a nuestra disposición toda su experiencia y conocimientos técnicos en la materia estudiada, así como disponer de toda aquella información utilizada propiedad de la empresa. Por supuesto, el agradecimiento a nuestras familias, que han sabido soportar nuestras horas de ausencia y sin el apoyo de ellos es imposible que estos trabajos se puedan realizar. Facultad de Ciencias Económicas y de Administración Centro de Posgrados INDICE 1. RESUMEN EJECUTIVO ........................................................................................... 1 2. OBJETIVO ............................................................................................................ 2 3. ANTECEDENTES ................................................................................................... 2 4. CONTEXTO NORMATIVO ........................................................................................ 3 5. DESARROLLO DEL PROYECTO ............................................................................... 3 5.1 ELEMENTOS DEL ANALISIS: .........................................................................................3 5.2 ANALISIS DE PRE-FACTIBILIDAD ................................................................................4 5.3 ESTUDIO DE FACTIBILIDAD ..........................................................................................4 5.3.1 5.3.2 5.3.2.1 5.3.2.2 5.3.2.3 5.3.3 5.3.4 5.3.5 5.4 JUSTIFICACIÓN COMERCIAL ......................................................................................... 4 JUSTIFICACIÓN TÉCNICA ............................................................................................. 14 Tamaño........................................................................................................................... 14 Proceso de Producción ................................................................................................ 16 Localización.................................................................................................................... 19 IMPACTO AMBIENTAL .................................................................................................... 25 ANÁLISIS ECONÓMICO- FINANCIERO ....................................................................... 26 ASPECTOS ORGANIZACIONALES .............................................................................. 29 EVALUACION .....................................................................................................................31 5.4.1 Análisis de Conveniencia (ver Anexo 4) ..................................................................31 5.4.2 Análisis de Riesgos .................................................................................................... 32 6. PROYECTO EN EL MARCO DE UTE ...................................................................... 38 7. CONCLUSIONES ................................................................................................. 40 8. BIBLIOGRAFÍA .................................................................................................... 42 9. ANEXOS ............................................................................................................ 43 Facultad de Ciencias Económicas y de Administración Centro de Posgrados 1. RESUMEN EJECUTIVO Se realiza el estudio de planeamiento del proyecto de inversión de un parque generador de energía eléctrica a partir del viento (parque eólico). El proyecto de inversión abarca el diseño, la construcción, puesta en funcionamiento y explotación de un parque de generación eólico en la red de UTE. Se busca abastecer la demanda a un precio más bajo, en el marco de las políticas de Estado y de diversificación de la matriz energética, a partir de combustible renovable (viento). Esta es una oportunidad que surge de los requerimientos de la demanda y de la sociedad, buscando brindar una oferta adecuada de energía. El alcance metodológico se aplica al proyecto desde la fase de planeamiento hasta la etapa de factibilidad, analizando la viabilidad y la conveniencia de la inversión. El análisis de la conveniencia se realiza desde el enfoque de la inversión, que consiste, en términos generales, en medir la rentabilidad de la misma independientemente de su financiamiento. Desde el enfoque de los inversionistas, considerando en este caso, además, los flujos de fondos asociados al financiamiento externo, se abordan en forma descriptiva desde la óptica de UTE. Asimismo se hace un análisis del riesgo el cual hace referencia a la variabilidad de la rentabilidad de la inversión. En nuestro objeto de estudio lo tratamos a través del análisis de sensibilidad. En el presente trabajo se analizan los flujos de fondos con un horizonte de planeamiento de 20 años, tomando en cuenta los costos e ingresos a partir de datos proyectados, y se realizan las mediciones a través del cálculo de los indicadores VAN y TIR del proyecto. Se realizan las evaluaciones correspondientes de las distintas alternativas, observando la alta sensibilidad de algunas de las variables, y el mérito del proyecto en condiciones conservadoras y normales, siendo económicamente conveniente para esta última situación. A partir de las proyecciones realizadas por UTE, para los próximos años, y la oportunidad de disminución de costos de abastecer la demanda, como resultado de la incorporación del proyecto, se potencia la conveniencia del proyecto desarrollado en el ámbito de UTE. 1 Facultad de Ciencias Económicas y de Administración Centro de Posgrados 2. OBJETIVO El objetivo del presente trabajo, es realizar un estudio de factibilidad que consiste en un análisis de viabilidad técnica y económica para el desarrollo y ejecución de un parque generador de energía eólica, considerando el contexto actual de las políticas de Estado que impulsan la obtención de nuevas fuentes de generación de energía renovables, en aras de una mayor y mejor racionalización y optimización en el uso de los recursos ambientales, así como de reducción sustancial de los costos de generación, favoreciendo la diversificación de la matriz energética para garantizar el suministro a la demanda. Se exponen además las consideraciones a realizar para analizar el proyecto en el marco de UTE. 3. ANTECEDENTES El cambio climático ya está instalado en el mundo y Uruguay no es la excepción. Aún en un escenario de éxito en su mitigación, la inercia del sistema atmosférico hará que en las próximas décadas se produzcan cambios sustanciales a los que será necesario adaptarse. El cambio climático cambiará las condiciones en que se desarrolla la vida y las actividades humanas. En los últimos años, los recurrentes eventos de sequías han costado más de mil millones de dólares de pérdidas por afectaciones a nivel del sector agroindustrial y de la generación eléctrica. La adaptación al cambio climático y los procesos de protección del clima representarán, sin embargo, también oportunidades para la innovación, el desarrollo tecnológico y la aplicación de nuevo conocimiento a los procesos productivos. La agricultura, la construcción, la generación de energía, el transporte, la salud, las tecnologías limpias y la cobertura de riesgos financieros se visualizan como campos donde la adaptación al cambio climático demandará desarrollos tecnológicos y generará verdaderas industrias para satisfacer las nuevas demandas. Comprender las implicancias del cambio climático no solo es esencial para minimizar sus impactos negativos sino también para aprovechar las oportunidades que puede significar para un país como Uruguay, hacia su interior y hacia otras realidades. Por ejemplo, la adaptación en el sector energético puede generar desarrollos tecnológicos e industrias y servicios ligados a las fuentes renovables. Por lo tanto, el cambio climático surge como un tema que trasciende lo ambiental, para adquirir una dimensión transversal, íntimamente inserta en el desarrollo sostenible. La generación de energía sustentada en fuentes renovables es uno de los factores determinantes para lograr dicha inserción. Es así mismo en ese marco y lógica del concepto de desarrollo, que en el año 2008 se constituye a nivel del Gobierno, el Gabinete Productivo, con el fin de mejorar la estructura productiva del país y de ese modo lograr un crecimiento sustentable con justicia social. Esto se traduce en considerar, la visión de la cadena productiva como unidad de análisis de la estructura productiva, lo que a su vez determina la posibilidad de análisis como 2 Facultad de Ciencias Económicas y de Administración Centro de Posgrados cadenas de valor competitiva y cooperativa al mismo tiempo. En particular, el Poder Ejecutivo aprueba la Política Energética para el período 2005 – 2030, estableciendo como objetivo la independencia energética del país mediante políticas sustentables tanto desde el punto de vista económico como medioambiental. En febrero de 2010, esta Política Energética fue avalada por todos los Partidos Políticos con representación parlamentaria. Se plantea como uno de los objetivos generales básicos: Asegurar en tiempo y forma la disponibilidad de fuentes de energía abundantes y a precios de eficiencia, fortaleciendo la soberanía energética, mediante reglas de juego estables y transparentes, que permitan un desarrollo sostenible y competitivo de la economía, para bienestar de todos sus ciudadanos y en un contexto de uso eficiente de los recursos y una adecuada preservación y sustentabilidad ambientales. Dicho objetivo general, está relacionado a la oferta de energía, la diversificación de la Matriz Energética, el disminuir la dependencia del petróleo buscando fomentar la participación de fuentes energéticas autóctonas en general y renovables no tradicionales en particular. Una de las metas a alcanzar a corto plazo es que la participación de fuentes renovables no tradicionales (eólica, residuos de biomasa y microgeneración hidráulica) llegue al 15% de la generación de energía eléctrica. El disponer de una central de generación eléctrica, a partir de energía renovable no tradicional, como lo es la generación eólica, presenta también como objetivo, la reducción de los costos de generación para abastecer la demanda, objetivo alineado con la política energética del gobierno, y con la política de Estado, expresada en el acuerdo multipartidario firmado por todos los partidos políticos ya mencionado precedentemente. 4. CONTEXTO NORMATIVO El marco normativo general, fiscal, departamental, y ambiental se desarrolla en el ANEXO I Marco Normativo. 5. DESARROLLO DEL PROYECTO 5.1 ELEMENTOS DEL ANALISIS: Se desarrollan en este capítulo, los diferentes aspectos del análisis requerido en el estudio de factibilidad del proyecto de inversión. Se indica las estimaciones primarias del mercado, la disponibilidad del viento como insumo energético, su estabilidad en función de las alturas de los aerogeneradores, su tecnología, entre otros. 3 Facultad de Ciencias Económicas y de Administración Centro de Posgrados Se indica la necesidad energética del consumo del mercado uruguayo, y regional. Se analiza la disponibilidad de energía firme para abastecer la demanda, y cuan “firme” es la energía eólica. Se analiza la disponibilidad de energía hidráulica y el potencial eólico existente. 5.2 ANALISIS DE PRE-FACTIBILIDAD El estudio de pre-factibilidad toma sentido al ubicarlo en el marco de UTE, donde surgen alternativas para desarrollar la inversión UTE por sí misma, o en sociedad con terceros (instituciones públicas o privadas), o a través de terceros (proceso de convocatoria para contratación de energía producida por generadores privados). En el portafolio de alternativas, se podrían incluir otras inversiones en generación, que no fueron consideradas en este trabajo. Las condiciones en las que se desarrolla el proyecto, permite estimar la conveniencia para llevarlo a cabo por sí misma, diversificando las figuras de los agentes generadores que participan del mercado de generación eléctrica, participando UTE del mismo, lo que asegurará la estabilidad de los costos de generación para los próximos 20 años. El tamaño del proyecto, para esta opción, se ve acotado por las posibilidades presupuestales de inversión de UTE, y la capacidad de obtención de créditos convenientes y de endeudamiento para financiarlo. La elección de esta modalidad dependerá de las ventajas financieras respecto a las modalidades de inversión con PPP (participación público privado) independientemente del beneficio económico que pueda presentar una u otra modalidad. Es por lo antedicho, que esta etapa de pre-factibilidad, no será desarrollada en el marco del proyecto genérico planteado, por lo que se parte directamente de la siguiente etapa. 5.3 ESTUDIO DE FACTIBILIDAD El trabajo está enfocado hacia el análisis de independientemente de la institución en que se aplique. factibilidad de la inversión, 5.3.1 JUSTIFICACIÓN COMERCIAL Contexto de los recursos energéticos para el mercado local, regional y mundial Nuestro país presenta ciertas particularidades energéticas: • Su principal fuente de generación es la energía hidráulica, con limitadas posibilidades de expansión en lo referente a grandes presas, ni potencial hidráulico disponible; • La generación térmica (hasta el presente, fueloil, gasoil y gas como combustible), tiende a complementar los períodos de baja hidraulicidad; • No cuenta con reservas probadas de petróleo, carbón mineral ni gas natural, principales energéticos a nivel mundial junto a la hidroenergía; • La interconexión con países vecinos complementa la satisfacción de la demanda. 4 Facultad de Ciencias Económicas y de Administración Centro de Posgrados En años de baja hidraulicidad, como los actuales, los combustibles fósiles muestran una importante participación en el aprovisionamiento energético; al igual que las interconexiones, siempre que las dificultades de hidraulicidad no sea regional. Por lo expuesto, y ante el aumento muy significativo en los precios de los hidrocarburos a partir de fines del año 2005, se hace evidente la necesidad de contar con nuevos recursos energéticos, diversificando la matriz actual. El Decreto N°77/006 es la primera acción específica sobre la efectiva incorporación para la generación de electricidad de origen privado a partir de energía eólica, biomasa y pequeñas centrales hidroeléctricas. • Entre sus objetivos, se destacan: • Aprovechar recursos autóctonos, tendiendo a reducir la necesidad de divisas. • Incorporar potencia de origen renovable al sistema, proveniente de fuentes alternativas de energía. • Contribuir a la conservación del medio ambiente local y mundial a través de la reducción de emisiones. • Lanzar acción concreta en energía eólica, biomasa y pequeñas hidroeléctricas, que es parte integrante de un conjunto de directrices de política energética impulsadas por el MIEM. En lo ambiental, el Decreto establece que cada proyecto debe respetar la normativa vigente al momento de su instalación y operación, y dispone prever desde el comienzo la gestión a realizar en el momento de finalización de actividades. Según la Dirección Nacional de Energía y Tecnología Nuclear, la generación de energía eléctrica conectada a la red, a partir del recurso eólico se plantea como uno de los recursos autóctonos con mejores perspectivas en el mediano y largo plazo. A escala mundial, la energía eólica ha experimentado un crecimiento de su potencia instalada de forma exponencial en los últimos años. Dicho incremento tiene múltiples causas: diversificar la matriz energética, disminuir la dependencia de fuentes de energía no renovables y más contaminantes; cumplir con el Protocolo de Kyoto; y crear nuevos empleos. Gráficas en ANEXO II Mercado del Sector Eléctrico en el Uruguay El Mercado Mayorista de Energía Eléctrica (MMEE) en el Uruguay es el instrumento jurídico a través del cual se permite comprar y vender energía eléctrica entre los agentes del mercado. El reglamento del MMEE tiene por objeto establecer los principios, procedimientos, criterios, derechos y obligaciones referidos a la programación, despacho y operación integrada del Sistema Interconectado Nacional (SIN) y la administración centralizada del Mercado Mayorista de Energía Eléctrica, regulando en lo operativo el Servicio de Operación del Sistema, y en lo comercial el Servicio de Administración del Mercado. Los agentes que pueden integrar el mercado, son todos los generadores, trasmisores, distribuidores o grandes consumidores, que tengan concesiones, autorizaciones, y que cumplan con los requisitos técnicos y obligaciones que rige la reglamentación. 5 Facultad de Ciencias Económicas y de Administración Centro de Posgrados La Administración del Mercado Eléctrico (ADME), es el organismo encargado de administrar el mercado y brindar los servicios de operación del Sistema Interconectado Nacional (SIN). Es a quien deben dirigirse para solicitar autorización, quienes quieran ser agentes del mercado. Los agentes del mercado se conectan al SIN, en los puntos de conexión de tensiones altas: 30, 60, 150 y 500 kV. Esto se da por los grandes bloques de potencia que maneja cada uno de ellos. La conexión a la red de 500 kV, es muy difícil que ocurra, por los costos asociados. Para ello la potencia debe ser suficientemente grande para justificar costos muy altos de conexión. La unidad ejecutora del mercado, dependiente del Poder Ejecutivo, es la Unidad Reguladora de Servicios de Energía y Agua (URSEA). Tiene los cometidos de controlar la reglamentación vigente; dictar reglamentos en materia de seguridad y calidad de los servicios prestados, de los materiales y dispositivos eléctricos a utilizar. Elabora las normas y procedimientos técnicos de medición y facturación de los consumos de control comercial. Los agentes productores son los generadores y los autoproductores: Los generadores, deberán presentar la solicitud de autorización de generación al Poder Ejecutivo, a través del Ministerio de Industria, Energía y Minería (MIEM). Deberá contar para ello, con la autorización ambiental previa, de acuerdo con lo dispuesto en las normas legales y reglamentarias vigentes. Los autoproductores son agentes, cuyos emprendimientos industriales requieren de la producción de energía eléctrica para sus procesos (por ejemplo Botnia) y tienen excedentes que les interesa vender al SIN. La potencia instalada de generación será superior a 500 kVA. Estos agentes, podrán optar por vender su producción de energía en un contrato a término con alguno de los agentes del mercado (por ejemplo UTE) con precios predefinidos, u optar por vender sus excedentes al mercado ocasional, al precio SPOT. Un generador, para ser autoproductor deberá demostrar que la energía que vende al MMEE a lo largo de un año, es inferior al 50% de la energía que genera. Modalidades Comerciales La comercialización de demanda, consiste en vender generación propia o comprada de terceros, a Grandes Consumidores a nivel mayorista, o en exportaciones. La comercialización de generación consiste en comprar a un agente productor o en importación, energía y potencia firme de terceros para venderla en el MMEE. Se podrá vender la generación que se comercializa, en el Mercado Spot y en el mercado de Contratos a Término. Estas dos modalidades comerciales se podría decir que son “extremas”, y tienen sus ventajas y desventajas. El generador que logra un contrato a término, de venta de toda su producción, a un precio definido, asegura razonablemente un retorno mínimo. En cambio, quien vende al precio Spot corre más riesgos pero, en contrapartida, puede recibir altos ingresos. 6 Facultad de Ciencias Económicas y de Administración Centro de Posgrados El precio Spot de la energía, es, en forma simplificada, el costo que resulta para el SIN, por despachar una unidad nueva de generación para atender una unidad adicional de demanda, respetando los criterios de economía, seguridad y calidad vigentes. En otras palabras, es el costo marginal de abastecer un incremento de demanda, en un cierto nodo de la red, respetando los criterios de desempeño mínimo y teniendo en cuenta el costo marginal de corto plazo de trasmisión. En la medida que este precio resulta de cerrar el balance entre la demanda (incremental) y los recursos de generación disponibles, es un valor que teóricamente puede cambiar hora a hora. A medida que la demanda es mayor, se irá despachando nueva generación en el orden incremental de precios de generación ofertados por cada agente productor. Por otra parte, teniendo en cuenta que el parque de generación uruguayo es fuertemente hidráulico, y aún con insuficiente respaldo térmico, el precio Spot tiene muy importantes variaciones: entre cero, por ejemplo cuando están “llenas” todas las represas y 250 U$S/MWh, (en épocas de sequía extrema) cuando se enfrenta un déficit de energía. En ese caso el valor del Spot, se ve acotado por la reglamentación del MMEE (Arts.176, 177 del Reglamento del MMEE; y modificación 241/07). Los distintos servicios y modalidades que se comercializan en el MMEE están descriptos en los Reglamentos del MMEE. Se trata de una serie de decretos del Poder Ejecutivo y Resoluciones de la URSEA, que refieren a las siguientes temáticas: Funcionamiento del Mercado, Trasmisión, Distribución Medición Comercial, Calidad y otros. En dichos reglamentos en particular se prevén otras modalidades de contratos: (contratos de suministros, contratos de respaldos, entre otros) Supongamos un Generador y un Gran Consumidor, que se ponen de acuerdo para vender y comprar energía entre sí, con una curva de carga de potencia (POT) (MW), a un precio ($/MWh). En este caso el generador vuelca su producción al SIN en la medida que disponga de energía. En ese caso venderá su producción al contrato, y si además tiene excedentes los venderá al mercado Spot. Esta modalidad estabiliza el precio de la energía tanto para el consumidor como para el generador, y adicionalmente tiene la ventaja de separar los acuerdos comerciales entre agentes, de la utilización eficiente de los recursos de generación en un sistema de potencia. En el caso de la energía eólica, el PE decretó la modalidad de contratos donde se fijan los precios de venta, entre el generador y el distribuidor (UTE), por un período determinado (20 años). Para ello, se realizaron llamados (UTE) a convocatoria de generadores para contratos de compra-venta de energía con UTE, que determinaron los precios de mercado existentes a la fecha. Esta modalidad elegida, es de contrato a término, donde el generador se autodespacha, no dependiendo de la autorización del Despacho Nacional de Cargas (DNC) para despachar la energía. Esta modalidad, permite lograr un abaratamiento en los costos de abastecer a la demanda, así como una estabilidad en los costos de generación para los próximos años. 7 Facultad de Ciencias Económicas y de Administración Centro de Posgrados Demanda al sistema de generación La demanda de generación (para el MMEE) comprende el consumo previsto por el distribuidor más las pérdidas de energía por trasmisión que corresponden a un 3 % de la demanda de generación (Administración del Mercado Eléctrico, ADME).La demanda de generación, comprende el consumo previsto por los clientes regulados, más las pérdidas en las redes de distribución y trasmisión, y las pérdidas no técnicas. Según informe de ADME, para los Consumidores regulados (aquellos consumidores que no pueden elegir libremente a sus proveedores de energía eléctrica, menor a 250 kW), el Distribuidor que los abastece deberá tener contratos por el 90 % del requerimiento previsto de Garantía del Suministro, para los siguientes cinco años. En la situación actual se considera a UTE como el único Distribuidor que abastece Consumidores regulados. Los consumidores (clientes) potenciales libres (aquellos que pueden elegir comprar al generador de energía eléctrica), a noviembre de 2011 comprende a 884 clientes abastecidos por el Distribuidor (UTE). A efectos de diferenciar entre clientes regulados y libres, se consideraron como Grandes Consumidores (clientes libres) a todos aquellos titulares de un suministro con potencia contratada igual o superior a 250 kW, según decreto 299/03 que modifica el art. 88 del RMM –reglamento de mercado mayorista-(que fijaba inicialmente dicho requerimiento en 500 KW). Como conclusión del estudio de ADME (Informe de Garantía de Suministro), el valor máximo de requerimiento a contratar para el SGS (sistema de garantía de suministro), considerando el requerimiento reglamentario del 90 % para los próximos 5 años es de 1214 MW para el mes de julio de 2017 y considerando todo el periodo que abarca el estudio (8 años) es de 1304 MW para el mes de julio de 2019. Por lo tanto, el valor estimado de demanda media para dichos periodos considerando el 100 %, sería de 1517,5 MW para el mes de julio de 2017 y de 1630 MW para el mes de julio de 2019. La proyección de la demanda de energía eléctrica utilizada para este estudio fue acordada por el Grupo de Demanda de UTE en abril de 2012 a partir del modelo econométrico de predicción de generación con paso trimestral y de los modelos mensuales de predicción de la venta de energía. Las proyecciones para el período 2012-2017 se presentan en el cuadro siguiente: Año Generación proyectada Crecimiento de la en GWh* demanda en % * 2012 2013 2014 2015 2016 2017 10.292 10.646 10982 11.381 11.813 12.223 5,29% 3,75% 3,47% 3,63% 3,80% 3,47% A partir del 2017, se toma una tasa de crecimiento de la demanda de un 3.5%. Del cuadro que antecede, puede observarse que en la medida que el país presenta crecimiento económico, la tendencia es que la demanda sea mayor. 8 Facultad de Ciencias Económicas y de Administración Centro de Posgrados Una tasa de crecimiento deprimida del 3,5 % anual, tomando el valor máximo de pico de potencia generada del presente año (1750 MW) (fuente ADME), significa que cada año, se deberá instalar no menos de 62 MW de generación, para no seguir aumentando el déficit de generación frente a la demanda. La oferta de generación De acuerdo a datos registrados en la Dirección General de Energía, área dependiente del Ministerio de Industria y Energía (MIEM), y tomando en cuenta el informe de la Administración del Mercado Eléctrico (ADME), con proyección a 2015 la oferta de energía prevista es la siguiente: POTENCIA INSTALADA POR TIPO DE EQUIPO (MW) INSTALACION 2011 TERMICAS VAPOR UTE - Central Batlle - Sala B UTE - Central Batlle - 5ª Unidad UTE - Central Batlle - 6ª Unidad Generadores Privados TURBINAS DE GAS UTE - G.E. UTE - BBC UTE - AA (Maldonado) UTE - CTR (La Tablada) UTE - C.T. Punta del Tigre MOTORES UTE - Central Batlle Generadores Privados GRUPOS DIESEL AUTONOMOS UTE - Grupos Diesel Autónomos e Interconectados Total térmicas TURBINAS HIDRÁULICAS - RIO NEGRO Gabriel Terra Baygorria Constitución (Palmar) TURBINAS HIDRÁULICAS - RIO URUGUAY UTE - Salto Grande (corresp. Uruguay) Total hidráulicas EOLICA UTE - Sierra de Caracoles I UTE - Sierra de Caracoles II Generadores Privados Total eólica FDC 2015 50 80 125 251 0,000 0,835 0,834 0,800 0 67 104 200 20 212 300 0,500 0,845 0,845 10 179 254 80 4 0,845 0,500 68 2 4 1.126 0,850 3 887 152 108 333 0,400 0,400 0,400 61 43 133 945 1.538 0,400 378 615 10 10 23 43 0,400 0,400 0,400 4 4 9 17 TOTAL 2.707 TOTAL 76 1.520 POTENCIA INSTALADA PARA MICROGENERACIÓN (KW) 0,880 67 Fuente : pagina DNE y ADME (informe de garantia de suministro 2012) 9 Facultad de Ciencias Económicas y de Administración Centro de Posgrados El cuadro anterior presenta la cantidad de potencia instalada medida en MW, correspondiente al año 2011 por cada uno de los diferentes tipos de equipos instalados en el país. Para obtener los valores de potencia firme proyectada al 2015, se consideró un factor de carga (FDC) que tiene en cuenta desgastes y mejoras de máquinas, y sus mantenimientos requeridos. A su vez debemos agregarle lo que está previsto incluir en la matriz energética en los próximos años: 500 MW Ciclo combinado en los terrenos de la actual Central de Punta del Tigre , primera turbina de 170 MW en enero de 2014, segunda turbina en mayo de 2014, combinación del ciclo en marzo de 2016. El rendimiento a plena carga es de 52.5%, con una disponibilidad del 90% y una vida útil de 20 años. La potencia instalada de los parques de generación eólica, actual y prevista de ingresar para los próximos años, factor de utilización 40 %: AÑO 2012 2013 2014 2015 2016 2017 Potencia en servicio equivalente de factor 40 % MWH 35 95 395 695 995 1204 Este cronograma resulta de las estimaciones de plazos de los procesos de compra y de construcción normales, a la que se le impone adicionalmente una restricción de entrada de no más de 300 MW por año, de manera conservadora, para reflejar posibles restricciones logísticas en la construcción, transporte y descarga de los aerogeneradores. Se considera una expansión eólica a partir de 2016 con centrales de 100 MW cada una (aerogeneradores de 2 MW), factor de uso de 40Todas las incorporaciones de generación Eólica se modelaron (según informe de ADME) como parques compuestos por generadores eólicos de 2 MW, utilizando el mismo modelo de máquina y de vientos del Parque de Sierra de los Caracoles (UTE , 20 MW instalados en 10 aerogeneradores marca Vestas, modelo V80) , comprobándose en las simulaciones, que se obtiene factores de utilización promedios mensuales de planta eólica que oscilan entre un 35 y 40 %. Dado los factores de aprovechamiento eólico de cada productor, las energías instaladas se convierten en potencias equivalentes y luego en potencias a modelar con 40% de factor de utilización. Se considera un tope en el ingreso de proyectos eólicos de 300MW anuales. 10 Facultad de Ciencias Económicas y de Administración Centro de Posgrados Biomasa AÑO Potencia equivalente de disponibilidad MWH 2012 2013 2014 2015 2016 40 81 123 164 194 Fuente UTE Teniendo en cuenta, que la potencia de generación hidráulica instalada es de 1543 MW, y que la gestión de la generación hidráulica y eólica son complementarias; es factible de instalar sin ninguna restricción operativa, al menos la misma potencia en generación eólica. Esto supera las metas trazadas para los próximos tres años. Canales de Distribución, redes y peaje En el mercado de electricidad, la trasmisión y distribución de energía en Uruguay se realiza por un único operador que es UTE. En caso que se realicen contratos entre generadores y consumidores de energía libre, estos deben de pagar una tasa por la utilización de redes de trasmisión y distribución (peajes de trasmisión y subtrasmisión). Existe una cobertura en el entorno del 95 % del país respecto de estos canales de distribución, debido a la topografía del país, y a la inversión que ha desarrollado UTE. Las redes de trasmisión y distribución, son explotadas por UTE y resultan de libre acceso para los agentes del MMEE. Dichos agentes tienen que pagar un peaje por el uso de estos recursos de transporte, de forma tal que cubra los costos de red (Administración, operación y mantenimiento, reposición de red, y rentabilidad razonable de la actividad). Decreto Nº 573, 574,575 y 576 (Ver Anexo I) Costos de generación Los costos que se consideran para el estudio comparativo de opciones de uso de diferentes recursos energéticos y generadores, corresponde a los costos variables, que son los que definen el orden de ingreso de máquinas y las ventajas competitivas que surgen a partir de la elección del recurso y maquinaria a considerar en el proyecto. Estos costos se actualizan periódicamente con las variables en juego para su determinación; algunas de ellas, son precios que se encuentran ya definidos, por lo que no tenemos control sobre ellas. Por ejemplo, para el caso de los combustibles fósiles, Uruguay es un tomador de precio, La evolución de los costos internacionales, marcan el comportamiento de los precios de las máquinas que usan estos tipos de energéticos (térmicas). En Uruguay no hay subsidio para los precios de los combustibles fósiles. En el caso de la energía hidráulica, se le da valor al agua, a través de modelos económicos, atendiendo las reservas y la administración del recurso hídrico. El valor de la misma, es sustancialmente inferior al térmico, en los escenarios de lluvias normales. 11 Facultad de Ciencias Económicas y de Administración Centro de Posgrados Para las energías eólicas y de biomasa, los valores se determinan por los precios de contrato, ajustándose con las paramétricas que los rigen. Atendiendo las tendencias de los precios de los combustibles, y los valores registrados en estos últimos años, se observa la ventaja competitiva que supone la incorporación de un proyecto como el que estamos estudiando, en el contexto internacional en el que nos encontramos. Esta ventana de tiempo, la percibimos estable y válida para los próximos dos años. Si tomamos todos los valores de costos variables de generación de la energía térmica y de importación, durante el año 2011, ninguno de ellos está por debajo de 140 U$S/MWh. Este es un valor de referencia (junto con los valores de mercado) para las conclusiones sobre la conveniencia de incorporar generación de fuentes alternativas. Si además tenemos los valores de generación hidráulica, en escenarios no tan lluviosos, con buena probabilidad de ocurrencia, y que además la disponibilidad del recurso hídrico no admite mayor crecimiento, se observa que desde el punto de vista del proyecto el valor de mercado es muy seguro y el riesgo de su despacho “no” económico es virtualmente nulo. Relacionado con los precios del mercado de energía eléctrica, si el precio surge de un acuerdo entre el generador y el distribuidor de energía (UTE), éste está dado por el precio acordado en el contrato y su paramétrica de ajustes. También existe el precio que se paga a generadores del exterior a través de convenios de interconexión y de contratos, que está por encima de los 200 U$S/MWH. De acuerdo a informe de ADME del año 2011 (anexo) los costos variables de generación promedio por máquina y contrato es el siguiente (U$S/MW): Central Central Batlle 5ª Unidad Central Batlle 6ª Unidad Central Batlle Sala B Central Batlle Motores Central Térmica de Respaldo (CTR) La Tablada PTA Punta del Tigre PTA con gas Punta del Tigre TGAA Turbina Maldonado Bioener (Rivera) Galofer (TyT) Terra Baygorria Palmar Salto Grande Conversora Rivera/Br Promedio Máximo Mínimo 178,2 206,3 134,8 182,2 208,8 138,3 230,3 254,9 178,2 146,2 170,3 110,9 275,7 299,1 219,8 222,6 241,5 178,5 191,3 243,1 152,7 363 70 52 186,7 0 179,8 166,4 395,3 70 52 324,5 0 324,5 324,5 290,3 70 52 0 0 0 0 129,8 151 112 12 Facultad de Ciencias Económicas y de Administración Centro de Posgrados Garabí/Br Contrato Cemsa (Guemes)/Ar Contrato Cemsa (DockSud)/Ar Contrato Albanesi (GMSA)/Ar Contingente/Ar 176 176 176 78,54 78,54 78,54 81,7 81,7 81,7 70 306,4 70 324,5 70 188,5 Valores actuales 2012 INSTALACION Motores Central Batlle 5ta Central Batlle 6ta Central Batlle Sala B Central Batlle PTI Punta del Tigre CTR La tablada TGAA Maldonado PONLAR ALUR KENTILUX AGRONLAND BIOENER FENIROL GALOFER LIDERDAT NUEVO MANANTIAL UPM BOTNIA CONVENIO WEYERHAEUSER PRODUCTOS S.A. U$S/MWH 186 221 224 274 246 306 400 88 82 85 52 19 107 85 231 258 246 80 Costos de equipos Los costos proyectados de los aerogeneradores, surgen de valores recientes del mercado, a partir de datos de fabricantes para las recientes convocatorias realizadas por UTE, para la contratación de energía eléctrica a partir de energía eólica. Los valores estimados se encuentran entre 1.100 U$S/KW y 1.300 U$S/KW instalados. Se estima que estos valores reflejan los escenarios conservadores, medios y optimistas, de los próximos seis meses. Los costos de conexión proyectados, surgen de los antecedentes de las convocatorias a generadores eólicos, de las obras recientes de grandes clientes conectados a la red de alta tensión. Los valores “energizados” de los costos de conexión de los generadores eólicos, tienen antecedentes diferentes. En la primer convocatoria realizada para bloques de potencia de entre 30 y 50 MW (eólica I), los precios ofertados para las conexiones de red, fueron insignificantes, para los precios de energía ofertados (85 U$S/MWh). En la segunda convocatoria, los costos de conexión estimados (la modalidad de análisis fue diferente), promediaron 2,7 U$S/MWh. La especificaciones establecían un valor máximo de 4,5 U$S/MWh, a partir del cual el oferente podía retirar la oferta (escenario conservador). En una tercera instancia, donde se fijaron los nodos posibles de conexión, los costos de éstos, estuvieron en promedio por debajo de 2,5 U$S/MWh. 13 Facultad de Ciencias Económicas y de Administración Centro de Posgrados 5.3.2 JUSTIFICACIÓN TÉCNICA En el documento se expone en este capítulo los datos obtenidos y la elaboración realizada para adoptar las decisiones de los diferentes aspectos técnicos. Uruguay ofrece ventajas comparativas que favorecen la incorporación de energía eléctrica generada a partir de la energía eólica. Se observa a partir de los datos obtenidos de los registros de viento, que los factores de utilización previstos para los parques eólicos, son más altos que en otras regiones del mundo (por ejemplo, Europa). La energía eólica, es un excelente complemento de la energía hidráulica, ya que la imprevisibilidad y estabilidad del viento en el corto plazo, se complementa con la estabilidad (también en el corto plazo) que poseen los generadores hidroeléctricos. Existe una fuerte interconexión con Argentina, operando el sistema eléctrico como único. En el futuro próximo ocurrirá algo similar con Brasil. Esto le da robustez y mayor estabilidad al sistema eléctrico interconectado. Uruguay dispone ya de 500 MW de turbinas de gas (200 en la Tablada y 300 en Punta del Tigre), y dispone de otros 80 MW de motores en la unidad de generación térmica de Central Batlle. Próximamente dispondrá de otros 550 MW adicionales de una central de ciclo combinado a instalarse en Punta del Tigre. Aproximadamente todo el territorio nacional posee vientos promedios a 90 metros de altura, de entre 7 y 9 m/s (metros por segundo), haciendo muy apetecible la instalación de generación eólica en casi todo el territorio del país. La velocidad del viento es semejante a la de los países que desarrollaron esta tecnología, por lo que las maquinarias disponibles resultan de performances y exigencias similares, a las ya probadas en otras latitudes. La atmósfera del Uruguay es de alta densidad del aire, atmósfera casi ISO. Una atmósfera ISO es una atmósfera estándar Internacional (ISA), que es la considerada en los modelos de diseño de estos equipamientos, para maximizar el desempeño de aquellos Esto asegura una buena aplicación real de los modelos matemáticos usados para los diseños de los aerogeneradores. 5.3.2.1 Tamaño El tamaño está definido por la capacidad de potencia eléctrica a instalar en la “granja” o parque generador. Los antecedentes de otros proyectos recientes, nos posicionan en una franja de volumen entre 50 y 150 MW, como primera aproximación al tamaño a elegir. Estos antecedentes que siguen vigentes, tienen en cuenta diferentes aspectos técnicos que condicionan el monto y la optimización de la inversión. Para definir el tamaño, debe considerarse la “maquinaria” que puede adquirirse, teniendo en cuenta que el costo de su adquisición es muy elevado. Se estima en 1:300.000 U$S el 14 Facultad de Ciencias Económicas y de Administración Centro de Posgrados MW a instalar. Aún en el contexto actual de recesión internacional, y de grado de desarrollo tecnológico de los aerogeneradores. Podrá preverse como alternativa considerar una posible expansión por etapas (granja “en crecimiento” modular). Influye también la economía de escala de la empresa, y de “entrega” del producto energía, o del canal de distribución del producto (conexión a la red de transporte de energía eléctrica). La tendencia mundial, con el desarrollo tecnológico, es aumentar el tamaño de los parques, a partir de la fabricación de aerogeneradores de altura y diámetro mayor y por lo tanto potencia mayor. Existe una relación mínima, que deberá cumplir el tamaño del parque generador, entre la potencia de corto circuito mínima (Pcc) en el punto de conexión y su potencia, para poder mantener la calidad de servicio. Otra característica que ubica la zona de control, de la variable “Tamaño,” a sensibilizar en este proyecto, es el diseño de la red de transporte de trasmisión. Esta red está compuesta por líneas y cables de alta tensión, en 150 kilovoltios (kV), donde la mayoría de estos elementos tienen una capacidad de transporte del orden de 100 MVA (potencia máxima a trasmitir). Superar este tamaño (100 MW) para un parque generador a instalar, requerirá con muy alta probabilidad, la necesidad de realizar mayores obras de conexión para poder transportar por las redes la energía que se genere. Estamos analizando la instalación de un parque generador para que pueda ser despachado en un 100% de la potencia que esté disponible, instante a instante, es decir, que cuando el viento esté presente, no haya restricciones operativas que impidan generar al máximo la energía disponible. La capacidad financiera también se considera para la determinación del tamaño, teniendo en cuenta que el proyecto requiere una muy fuerte inversión inicial. La capacidad óptima de producción de energía eléctrica, está también relacionada con requisitos legales para su implantación, asociados al medio ambiente, y a la necesidad de gran espacio físico para su implantación. 15 Facultad de Ciencias Económicas y de Administración Centro de Posgrados 5.3.2.2 Proceso de Producción Se mencionarán los aspectos más relevantes para desarrollar el proceso de producción de energía eléctrica, atendiendo que esta tecnología (eólica) tiene antecedentes muy recientes de aplicación en el país. Los mismos se refieren a la central de generación eólica de UTE, en la sierra de los Caracoles, Ing. Emmanuel Cambilargiu, de 10 aerogeneradores, de 2MW cada uno, marca Vestas, modelo V80, que totalizan una potencia instalada de 20 MW. Este equipamiento es de tecnología similar a la que se puede aplicar en el proyecto. Situación similar, es la del parque generador de Kentilux SA, que consta de 5 molinos del mismo fabricante, e idéntica tecnología, modelo V90, y que totaliza 10 MW instalados. El otro parque eólico que existe en el país, es el de Nuevo Manantial ubicado en Rocha, y consta de equipamiento de tecnología anterior a los dos mencionados, de 18 aerogeneradores de dos palas, con un total de 9 MW instalados. Recurso “Viento” - características El viento es un insumo natural y renovable, no tradicional. Su aplicación a gran escala es reciente, y está muy vinculado al desarrollo tecnológico de los aerogeneradores. Características: • Variable e impredecible en el corto plazo, siendo incontrolable. En el caso que haya viento, o se usa para generar, o se pierde. • No acumulable en forma directa. • No almacenable al contrario de lo que ocurre con el insumo energético agua (en los lagos de represas) para generación eléctrica. Sin embargo, puede ser “acumulable a través” del agua. Cuando se utiliza el viento que exista en el instante que sea, se deja de utilizar el agua para generar, lo que equivale a mejorar la reserva de agua, e indirectamente puede considerarse como un “acumulador” indirecto del viento. Incluso se analizan alternativas para que en períodos de baja demanda, donde el viento esté presente, y la disponibilidad de energía eólica sea un sobrante energético (energía de “vertimiento eólico”), se pueda aprovechar esa energía para bombear agua y recuperar la cota de lagos, desde aguas debajo de una represa. • Es gestionable, y previsible en el largo plazo (estacionalmente hablando) • No es contaminable, y su impacto en la degradación del medio ambiente es mínimo. Disponibilidad del insumo Viento Fue necesario hacer un relevamiento de la disponibilidad del viento en todo el territorio nacional, ya que la variación de 1% en el factor de utilización de las máquinas, debido a una mayor disponibilidad de este insumo, significa una mejora en el rendimiento que se traduce en 8760 MWh al año. 16 Facultad de Ciencias Económicas y de Administración Centro de Posgrados El relevamiento del viento se realizó siguiendo normativas internacionales y metodología para la medición y registro de los datos. Los fabricantes de generadores eólicos (aerogeneradores), garantizan la performance de sus equipos, en base a una historia (trazabilidad) de medida y registros de vientos (rosa de los vientos) en el lugar del emplazamiento de al menos dos años. Las fuentes de información utilizadas son los trabajos ya realizados por oficinas especializadas en UTE; y los antecedentes de la Facultad de Ingeniería al respecto. El Factor de Utilización (FU) es un factor que se aplica a la potencia instalada de los aerogeneradores, para determinar cual es la potencia “equivalente” de generación media durante un período determinado. Es una forma de medir el comportamiento “previsible” del viento (su disponibilidad) a mediano y largo plazo, y el aprovechamiento del mismo por parte de los aerogeneradores. El Factor de Utilización se determina por el porcentaje del tiempo de un período determinado en que se dispondrá de la potencia máxima instalada en el parque generador. Es decir que si un parque generador presenta una potencia de 100 MW, y su factor de utilización es 0,4 (40%), esto significa que en un período de un mes, se dispondrá de los 100 MW generando a pleno en forma “permanente” durante el 40% del mes (12 días). El período usado es el año. Para el mismo, la energía entregada por el parque generador es: 100 MW x 24 horas x 365 días x 0,40 = 350.400 MWh/año. Tecnología y Equipos principales Los aerogeneradores, o molinos eólicos, son equipos que se desarrollaron fuertemente durante los últimos 30 años en aplicaciones comerciales. Esto se hizo al impulso de tecnologías como la electrónica de potencia, de desarrollos de control del molino y del generador eléctrico, y de estaciones meteorológicas para el análisis del viento. Recientemente se instalaron las primeras fábricas de molinos en América del Sur (Brasil), con licencias de fabricantes originales. Los fabricantes que han participado en convocatorias y llamados para la instalación de generación eólica, entre otros son: Alstom, Nordex, Gamesa, General Electric, Enercom, Vestas, Siemens, Wobben (subsidiaria de Enercom), Imsa, Acciona Son equipos que se gestionan en forma remota, y operan en forma cuasiautomática, con supervisión y monitoreo a distancia, así como autodiagnósticos para la mayor parte de sus componentes. Son diseñados para que puedan ser auto-despachados cuando “aparece” el viento. Tienen un bajo costo de mantenimiento. Para el trabajo en consideración, utilizaremos aerogeneradores marca Vestas, modelo V80, de 2.000 kW de generación eléctrica (2MW), y un modelo equivalente marca Gamesa modelo G80, de características técnicas similares y tecnología similar. El aerogenerador es un generador eléctrico ubicado en eje de rotación de una turbina cuyo movimiento giratorio es producido por el viento. El modelo que usamos para el trabajo, es de eje horizontal, con tres palas a barlovento, velocidad y paso variable, tensión nominal de 12 kV, y frecuencia de 50 Hz. 17 Facultad de Ciencias Económicas y de Administración Centro de Posgrados Los subsistemas que componen el aerogenerador, son el rotor, las palas, la góndola (nocelle), la caja de engranajes o variador de velocidad, la torre de sustentación, sistemas de regulación y control, aerofrenos , controladores electrónicos, sistemas de seguridad, protección frente a rayos. El generador eléctrico a utilizar en este proyecto es del tipo asíncrono de inducción. Está ubicado en la góndola. Es de tipo “full converter”, lo que permite desarrollar un control y gestión de la energía generada muy adecuada y versátil en cuanto a calidad de servicio. La información técnica más detallada de estos equipos está indicada en Anexo III. Gestión del producto (energía eléctrica producida). La gestión del producto generado, requiere de una supervisión, monitoreo, control y protección de la energía eléctrica producida instante a instante. Esto se realiza en forma telecontrolada a través de ordenadores y programas que permiten cumplir con las funciones requeridas, y con un autodiagnóstico y gestión en línea de las variables eléctricas, físicas y mecánicas involucradas en el proceso de producción. El sistema Scada que se suministra con el proyecto realiza estas funciones entre otras. Un aerogenerador presenta una ley de variación de la potencia útil producida en función de la velocidad del viento. Esta ley se acostumbra a representar gráficamente según una curva que es característica de cada generador y que se conoce como curva de potencia. En el Anexo II se encuentra la información técnica más detallada sobre la curva de potencia. El proceso de interconexión con la red eléctrica se gobierna a través del controlador electrónico. A bajas velocidades de viento, el rotor gira en vacío, es decir arrastra el alternador a través de la caja de engranajes, pero permaneciendo la maquina eléctrica desconectada de la red. Cuando las condiciones de generación de potencia y de estado de la red son adecuadas, el controlador facilita las órdenes de interconexión para la inyección a la red de la energía eléctrica generada. Existen aspectos técnicos asociados a la red, y al impacto de una central de esta naturaleza, para los clientes ya conectados. La incorporación de un generador de energía eólica, debe analizar el impacto sobre la calidad del servicio que pueda causar sobre la demanda. La calidad del servicio, requiere atender aquellas variables que puedan verse afectadas por la aparición del proyecto: • Estabilidad de la tensión: la tensión entregada a la demanda, debe mantenerse dentro del rango de valores exigidos por el reglamento de Trasmisión. Para ello, puede ser necesario incorporar compensadores de energía reactiva junto con el parque generador, como forma de mantener dentro de los rangos mencionados los valores de tensión. La entrada o salida de la central generadora no pueden provocar saltos en la tensión de la red, que puedan provocar daños a los equipamientos. • Huecos de tensión: este fenómeno se refiere a caídas bruscas e importantes de los valores de tensión producto de algún defecto en la red, cercano a la zona de influencia del parque generador. El mismo debe soportar estos fenómenos para no 18 Facultad de Ciencias Económicas y de Administración Centro de Posgrados producir variaciones muy importantes en la tensión de la red, con su desconexión por estos eventos. • Variaciones de frecuencia: algo similar ocurre ante variaciones en la frecuencia de red. Por lo que es necesario atender esto en el diseño del parque. • Flicker: este fenómeno se produce al existir variaciones de tensión, que puedan afectar al usuario en su sensibilidad ante la variación de la iluminación. Se produce cuando por variaciones instantáneas en la potencia entregada por el generador (atendiendo a que el viento es variable), por las condiciones de diseño del emprendimiento, las mismas son percibidas a través de los artefactos eléctricos de iluminación. Infraestructura y Montaje Las infraestructuras necesarias para la instalación del parque eólico requieren la realización de trabajos agrupados en: Obra civil: Estudios geotécnicos Adecuación de vías públicas de acceso. Reforma/ampliación de caminos existentes. Ejecución de nuevos viales. Realización de plataformas de acceso. Construcción de cimentaciones. Edificios auxiliares (Control, taller, almacén). Montaje de Aerogeneradores Red de media tensión interna: Subestación principal (transformador MT/AT, equipos AT, medición, control, protección, comunicaciones, auxiliares) Celdas de media tensión Líneas de conexión Cables, conductores y fibra óptica (FO) Auxiliares del parque eólico Torre meteorológica Sistema de control SCADA (Supervisory Control and Data Acquisition). El parque cuenta con un SCADA que recopila, en tiempo real, los principales parámetros operativos: viento, producciones individuales, prealarmas, niveles de tensión, entre otros; orientado a asegurar la correcta operación del parque. 5.3.2.3 Localización La localización del proyecto, tiene un impacto muy grande en el análisis de factibilidad del mismo. La selección del lugar, debe atender que será de carácter definitivo, o al menos de largo alcance. El acceso a la planta es muy importante, así como identificar todas las variables 19 Facultad de Ciencias Económicas y de Administración Centro de Posgrados que inciden para determinar lugares posibles. Se definió así un conjunto de alternativas posibles como resultado del análisis. Factores para la macrolocalización: • • • disponibilidad de combustible en la zona, cercanías a la disponibilidad de transporte para el producto, y la cercanía del mercado consumidor del producto (demanda-mercado) reglamentaciones ambientales locales o regionales (Intendencias y emprendimientos energéticos); normativas legales y medio ambientales para la localización. Factores para la microlocalización: • • • • usos de la tierra en la zona (forestación o no). recepción cultural de los vecinos. precios de los terrenos para arrendar. accesos de transporte pesado. Para la etapa de la macrolocalización, para el proyecto en consideración, la técnica cualitativa, del factor dominante, es la más adecuada, teniendo en cuenta que la disponibilidad del recurso viento, es la de mayor impacto como factor locacional ante los otros posibles. El primer trabajo necesario, es la medición del recurso viento, durante al menos un período completo estacional mayor a un año, para establecer las confianzas necesarias en las medidas y registros obtenidos. Usamos los registros ya disponibles por las estaciones instaladas por UTE en las distintas zonas del país, y los emprendimientos ya ubicados, y en vías de ejecución. Se aprovechan las experiencias que se van construyendo año a año con todos los datos recogidos. Un dato importante a mencionar, en base a la información histórica adquirida, es la bondad de la disponibilidad del viento en el Uruguay, y la ventaja competitiva que se produce frente a otras opciones de proyectos similares en otras latitudes del mundo. La variación en la disponibilidad del viento, de un sitio a otro, en un 1% de factor de utilización de la planta, equivale a un aumento en el beneficio del proyecto de U$S 613.200 por cada año, lo que totaliza U$S 12:264.000 durante la vida útil del mismo. (Para un ciclo de vida de 20 años y valor de energía de U$S 70 por MWh) Otra conclusión sobre este análisis cualitativo, es la “relativa” regularidad de disponibilidad del viento en las distintas zonas del Uruguay. Según se observa en la gráfica de registros de vientos de UTE, obtenida a través de las 29 estaciones meteorológicas, las velocidades de viento promedio (a 80 metros de altura) registradas en un período de más de un año (enero 2009 a diciembre 2011) varían entre 6 m/s y 8 m/s a lo largo del 20 Facultad de Ciencias Económicas y de Administración Centro de Posgrados territorio nacional. Una particularidad de estas mediciones es la cercanía a la red de trasmisión donde están ubicadas. Esto mismo nos llevó a considerar un segundo análisis de otra variable preferencial, de orden menor a la primera, pero de impacto importante diferencial sobre las otras fuerzas locacionales que mencionaremos más adelante. Nos referimos a la disponibilidad de capacidad remanente en la red de trasmisión de UTE, para transportar la energía generada a los centros de consumo (demanda). Para este segundo análisis, tomamos en cuenta, los estudios realizados por UTE, para la planificación de la incorporación de 1.200 MW de generación eólica, a la red para el año 2015. Es relevante tener en consideración que para ese análisis, se aprovechó casi totalmente la capacidad disponible de red, para incorporar los proyectos que se presentaron a la convocatoria del llamado a Licitación Pública P41398, en la que presentaron una solicitud para poder igualar la oferta de venta de energía a UTE, realizada por los oferentes ganadores de la misma. Esto generó otra convocatoria a través del nuevo llamado a Licitación Pública P43037, el que resultó con un éxito importante, conllevando la ocupación de la red al incorporar 11 proyectos. Se tiene en cuenta que serán necesarias obras de conexión de red, para la incorporación del proyecto. Complementamos el estudio con la determinación de otros factores locacionales, que juegan un rol importante en el resultado del proyecto. Acceso a la red de transporte de energía eléctrica y cercanía a la demanda. La determinación de la ubicación del parque generador, tiene entre las variables a considerar, la de accesibilidad a la red de transporte. Para ello, es conveniente analizar en qué lugares del país, se cuenta con capacidad de red disponible para inyectar potencia de generación, y ser transportada hasta los consumidores. La situación ideal, es que la generación se ubique lo más cerca posible de la demanda. La generación eólica, requiere “compartir” la generación con otras centrales de generación que garanticen o viabilicen, y complementen la variabilidad temporaria de aquella. La ubicación más cercana a la demanda, debería tener ventajas en el costo del peaje por el uso de las redes (trasmisión y distribución), a largo plazo. Hay que tener en cuenta, las normativas ambientales, y locacionales asociadas a las zonas urbanas, suburbanas, que acotan las zonas posibles de implantación del proyecto. Como inversor interesado, para participar como agente generador, es necesario presentar y solicitar autorización a los organismos reguladores (URSEA, y DINAMA), del proyecto de inversión. URSEA, una vez consultado con UTE, responderá sobre la disponibilidad de la capacidad de reserva de red, que estará vigente para el año de implantación del proyecto, y durante los próximos cuatro años. Es interés del proyecto que la disponibilidad sea total, evitando posibles saturaciones en la red de trasmisión, en todas las condiciones de operación, de 21 Facultad de Ciencias Económicas y de Administración Centro de Posgrados forma de poder despachar la energía máxima que se pueda generar en cada instante. Para determinar los posibles sitios se considera que el proyecto será capaz de despachar toda la energía que se genere. Las obras asociadas a la conexión a la red desde la central de generación forman parte del costo de la inversión, por ser de interés particular, y de uso exclusivo. Se tendrá que incorporar en los costos de la inversión los cargos de generación previstos en los peajes del marco regulatorio. En este caso, estamos suponiendo que dichos costos están incluidos en el valor del ingreso neto asumido para el proyecto, teniendo en cuenta que es similar a las condiciones establecidas para las convocatorias ya realizadas para otros generadores eólicos. El rango de sensibilidad del tamaño del parque, está acotado en cierta medida, por los costos de conexión de red, y los valores de potencia asumidos, son razonables para la conexión a una red de 150 kV. Ocurrirá que si aumentamos el módulo de potencia a considerar por encima de cierto valor (por ejemplo 120 MW), el costo de las obras, aumentará en forma escalonada, pudiendo tener una influencia negativa importante sobre la viabilidad del mismo. El costo de conexión utilizado para el proyecto, es el máximo exigido a los posibles generadores de la última convocatoria de UTE, para que los consideren (los costos) en sus proyectos. Esta es una situación conservadora para la viabilidad de nuestro proyecto, teniendo en cuenta que para aquellos proyectos en los que los costos superaran el valor de 4,5 U$S /MWh, se le permitía a aquellos retirarse del proceso competitivo, por considerarse que podrían ser muy difíciles de ser absorbidos junto con la conveniencia del proyecto. El costo de conexión forma parte de la inversión, haciéndose un cálculo particular, de “energizarlo”, para poder comparar los precios en el proceso competitivo, y para poder estimar un valor conservador en este estudio de viabilidad del proyecto de inversión en consideración. Para las posibles ubicaciones del proyecto es necesario atender estas consideraciones anteriores: capacidad de red remanente, y costos razonables de conexión a la red. Este aspecto del trabajo, requiere una mayor profundización, en la etapa de factibilidad, afirmando que son varias las ubicaciones posibles para la etapa de prefactibilidad del proyecto, con las hipótesis asumidas. Medios y costos de transporte Relacionado con el insumo (viento), en nuestro caso es nulo el costo de transporte. Referido a los medios de producción, es un costo menor. Referido al período de implantación del parque eólico, es un factor importante para la determinación del costo de la inversión. La logística para el manipuleo y traslado de los suministros a obra se encuentra en un estado incipiente a nivel país. La capacidad disponible hoy en Montevideo en el puerto es muy elemental, y si tenemos en cuenta el aglomeramiento de proyectos en simultáneo, los costos a considerar son importantes. Referido al producto final (energía eléctrica), son los costos de conexión a la red: los costos de obras asociadas a la conexión, y los costos de operación y mantenimiento de las 22 Facultad de Ciencias Económicas y de Administración Centro de Posgrados instalaciones propias, y los costos de peaje determinados por la reglamentación del mercado eléctrico. Los costos por este factor de localización están considerados en las alternativas elegidas. Disponibilidad y costo de mano de obra Se requiere personal calificado, altamente especializado, y con mucha experiencia. No es determinante para la localización atendiendo el tamaño del país. Hay que considerar los costos de mano de obra para mantenimiento en sitio. Teniendo en cuenta la tecnología desarrollada, la supervisión y autodiagnóstico en tiempo real de los equipos y sistemas, y los escasos hitos de mantenimiento; no resulta ser un factor locacional importante. El proyecto si bien no trae grandes aportes y ventajas para el desarrollo local de los equipos, permite avanzar en el campo de de los sistemas de logística en el país. La componente nacional del mismo es baja, a diferencia de los proyectos de biomasa. El aporte al desarrollo será en perspectiva de futuro, asociado a la incorporación de la tecnología que el país pueda ir haciendo en forma progresiva. Cercanía de la fuente de abastecimiento Ya mencionamos que el emprendimiento se localizará en la “boca del pozo” del combustible o recurso viento, por lo que es un factor primordial, y que se tuvo en cuenta en el análisis. Además los otros insumos: energía eléctrica auxiliar, agua, saneamiento, comunicación, protección contra incendios, son de poco requerimiento o de fácil acceso a ellos. Factores ambientales Este factor es de fuerte impacto. Para ello, se tienen en cuenta, las reglamentaciones ambientales y disposiciones legales existentes en el país. La normativa en este sentido está muy desarrollada, refiriéndonos en otro capítulo a ello. Como factor locacional, están bien determinadas las zonas disponibles desde el punto de vista ambiental, aunque cada departamento tiene su jurisdicción particular de mayor restricción a la del ámbito nacional. En particular, las zonas turísticas juegan un rol diferencial en ese sentido. Obviamente las zonas urbanas y suburbanas no están disponibles para este emprendimiento. Cercanía del mercado La situación ideal se da cuando la generación se encuentra muy cerca de la demanda. Para esto, sería conveniente que los parques generadores estuvieran muy cerca de los centros poblados. Hay que tener en cuenta, que para el suministro de energía eléctrica, tanto por el paquete de potencia que se trata, como por el tipo de insumo “no firme”, es decir que no tiene certidumbre, que significa el viento, requiere la combinación con otras fuentes de generación, lo que determina la relatividad de la ventaja por la cercanía al 23 Facultad de Ciencias Económicas y de Administración Centro de Posgrados mercado-demanda. Aún así, convenimos en clasificar cuatro categorías o niveles : la zona sur cercana a la red de trasmisión, más mallada, como la de nivel 1; la zona norte-oeste del país, por encima de las represas, nivel 2 ; la zona este-norte como la zona nivel 3 ; y la zona este-sur al este de Rocha, nivel 4 . Costo y disponibilidad de terrenos Se debe determinar la superficie necesaria para implantación del parque eólico. Se considera una extensión de 4 aerogeneradores de los elegidos por km2 de superficie como extensión mínima, lo que permite una generación de 28 GWh/año/km2, para un factor de utilización de 0,4. Los antecedentes de costos de terrenos para ubicación de molinos, se encuentra en el entorno de arrendamientos de U$S 5.000 por año, y por aerogenerador. Elementos a considerar: terreno para ubicar la estación transformadora centralizadora de todo el parque generador. • espacio para un edificio de control, que se incluye en el mismo terreno de la estación transformadora. • tendido de una línea para conexión a la red de alta tensión. • terreno para el puesto de conexión y medida, de una extensión de 200 x 200 metros. Este factor lo clasificamos en tres categorías asociadas al nivel de actividad de los predios: nivel 1, para los de actividad turística y tamaño pequeño (5 a 100 hás); nivel 2 para actividad agropecuaria intensiva (lechería y producción agraria intensiva con predios entre 100 y 500 hás); nivel 3 para actividad pecuaria extensiva (predios mayores a 500 hás). • Topografía de suelos Este factor locacional no resulta de gran peso, para el caso que estamos analizando, ya que la buena regularidad del viento, la tecnología de los aerogeneradores para su instalación en llanuras, y la poca accidentabilidad del terreno en Uruguay, no reportan aspectos diferenciales de peso asociados a esta característica. Algo parecido sucede con los tipos de suelos en los que hay que instalar los aerogeneradores, excepto en zonas muy bajas, en las que haya dificultad para los accesos. Alternativas elegidas para la localización del proyecto Como resultado del análisis de los distintos factores locacionales, siguientes opciones para su ubicación macro: se eligieron las Cercano a la localidad de Trinidad-Palmar Cercano a la localidad de Treinta y Tres 24 Facultad de Ciencias Económicas y de Administración Centro de Posgrados Cercano a la localidad de Pampa en Tacuarembó Cercano a la localidad de Chuy Cercano a la localidad de Salto-Artigas Es importante mencionar que para estas alternativas, se consideró además un factor locacional subjetivo, asociado a la conveniencia de ampliar la zona geográfica de instalación de generadores eólicos, aprovechando desde la óptica de UTE, el desarrollo y fortalecimiento de la red de transporte, atendiendo que la capacidad actual en 150 kV está casi colmada, y la estrategia de incrementar posibles vínculos de integración con Brasil. 5.3.3 IMPACTO AMBIENTAL La demanda uruguaya de energía eléctrica ha aumentado históricamente (en los últimos 50 años) a un ritmo promedio de casi 5% anual. En el pasado, los incrementos en la demanda han sido satisfechos mediante inversiones en generación hidroeléctrica. Al presente se considera que las fuentes hidráulicas de gran escala han sido totalmente exploradas, y algunas fuentes alternativas tienen escasa viabilidad en razón de su alto costo (fotovoltaica, geotérmica, mini-hidroeléctrica) o de su prohibición legal (energía nuclear). Asimismo, la concreción de nuevos proyectos a partir de fuentes convencionales (generación térmica a partir de combustibles fósiles o generación hidroeléctrica de gran escala) requieren de plazos extensos (5 años o más) para su concreción, en razón de los tiempos necesarios para estudios de factibilidad, diseño de proyectos, entrega de suministros y construcción de obras. Esto genera un panorama incierto tanto en la seguridad del suministro como en los precios de la energía. En razón de lo anteriormente expresado, los incrementos futuros de la demanda requerirán de importaciones de electricidad desde países vecinos y de nuevas inversiones en generación térmica basada en combustibles fósiles importados. El progresivo aumento en la participación de combustibles fósiles en la matriz eléctrica nacional también causará un concomitante incremento en las emisiones de gases con efecto invernadero resultantes de esta actividad. La generación eólica en Uruguay, atento a la buena disponibilidad del recurso en cantidad y calidad (velocidad promedio y flujo laminar), es una de las opciones con mayor potencial para contribuir a la matriz energética uruguaya del futuro. El rápido desarrollo de la tecnología de los aerogeneradores hace posible que se pueda lograr, en tiempos razonables, implementar granjas eólicas de potencias cada vez mayores. Las fuentes renovables como eólica y biomasa podrán tener también un rol importante, en la medida que su desarrollo sea soportado por políticas de estímulo que reconozcan su valor estratégico (seguridad energética, descentralización del desarrollo, etc.) y por la comercialización de certificados de reducción de emisiones. Dada la directa incidencia que este factor tiene en el desarrollo de un proyecto de esta naturaleza, interesa diferenciar dos grandes vertientes normativas: 1) Regulación internacional 2) Normativa nacional Respecto al primer aspecto, se destaca el Protocolo de Kyoto, que es un acuerdo para la reducción de emisiones de gases con efecto invernadero, con metas cuantitativas, por parte de los países más industrializados, incluidos en el Anexo I de la Convención Marco de Naciones Unidas para el Cambio Climático (UNFCCC) En el Artículo 12 del Protocolo, se define el “Mecanismo de Desarrollo Limpio” (MDL) Todo proyecto MDL debe cumplir con dos requisitos básicos: reducir emisiones de gases 25 Facultad de Ciencias Económicas y de Administración Centro de Posgrados con efecto invernadero y contribuir al desarrollo sostenible del país anfitrión Este mecanismo ha sido concebido como una forma de asistir a los países más industrializados en el cumplimiento de sus obligaciones, posibilitando el aprovechamiento de las oportunidades para reducir emisiones donde los costos son menores. El Protocolo también establece que los proyectos de reducción de emisiones deben contribuir al desarrollo sostenible de los países en los cuales los mismos se implementan. Desde el punto de vista ambiental, resulta indiferente el lugar en el cual se realizan las reducciones de emisiones, y para las empresas dichas reducciones son más factibles de lograr en donde los costos de mitigación son menores. Por otra parte, las empresas pueden acceder a fuentes de financiamiento adicional para este tipo de inversiones, lo cual resulta vital para la implementación de los proyectos. En particular, para el caso de proyectos de generación eléctrica, se establece un límite de 15 MW para acceder al financiamiento. Los proyectos de pequeña escala gozan de reglas simplificadas para su aprobación y registro. La Junta Ejecutiva (JE) del MDL, la cual opera bajo la autoridad y dirección de la Conferencia de las Partes (COP) de la UNFCCC y del Encuentro de las Partes (MOP) del Protocolo de Kyoto, es la encargada de supervisar el proceso del MDL. Uno de los requisitos para la aprobación del proyecto MDL es la aprobación por parte del gobierno local. En el Uruguay, el órgano competente para otorgar esta aprobación es el Ministerio de Vivienda, Ordenamiento Territorial y Medio Ambiente a través de la Dirección Nacional de Medio Ambiente (DINAMA). El primer paso para obtener la aprobación nacional es la realización de una audiencia pública. Esta audiencia, a grandes rasgos, es la oportunidad para que las partes involucradas y el público en general aporten sus inquietudes a los desarrolladores del proyecto, las cuales deben ser consideradas y, eventualmente, incorporadas al proyecto. Para el caso de nuestro país, el Ministerio de Vivienda Ordenamiento Territorial y Medio Ambiente (MIEM), a través de la Dirección Nacional de Medio Ambiente (DINAMA, es quien inicia el proceso de aprobación del proyecto que incluye una consulta a la Comisión Técnica Asesora de Medio Ambiente (COTAMA). El proceso continúa luego en el ámbito internacional, con la validación por parte de una Entidad Operacional Designada, empresa acreditada por la Junta Ejecutiva del MDL para dicho fin. En esta etapa, se verifica el cumplimiento de las Modalidades y Procedimientos para el MDL, así como de las decisiones relevantes de la Junta Ejecutiva. De obtenerse la validación, el proyecto pasa a la etapa de registro por parte de la Junta Ejecutiva, y recién entonces puede quedar habilitado para la producción de Reducciones Certificadas de Emisiones (RCE), las cuales pueden ser comercializadas. 26 Facultad de Ciencias Económicas y de Administración Centro de Posgrados 5.3.4 ANÁLISIS ECONÓMICO- FINANCIERO Para la determinación de este análisis, se ha considerado los siguientes elementos: Componentes para la determinación de los Flujos de Fondos Componentes de la Inversión Inicial Monto y descripción de la Inversión Inicial Fija: (detalle de cálculo y composición Anexo IVComponentes Inversión Inicial Categoría de Inversión Monto a precios de mercado en dólares Torres de Medición Molinos Obra Civil p/centro de control Obra civil p/aerogenerador Obra Civil caminería interna Instalación Eléctrica Compra Terrenos p/subestación Imposiciones servidumbres Conexión al (SIN) TOTAL 180.000 130.000.000 200.000 9.000.000 5.000.000 6.500.000 50.000 50.000 31.536.000 182.516.000 Costo de Conexión al Sistema Interconectado Nacional (conexión a la red de UTE) (SIN): se consideró el valor “energizado” unitario del costo de conexión máximo de la convocatoria realizada por UTE para la contratación de compra-venta de energía eléctrica con generación eólica. Para calcular el costo de conexión, se multiplicó el valor unitario conservador (4,5 U$S/MWh) por la cantidad de energía generada durante el ciclo de vida del proyecto (8760 horas durante 20 años) Esta cantidad de energía generada, se calcula considerando los siguientes factores: Tamaño del Parque Generador (T) (definido en punto 5.3.2.1 del documento): 100 MW Factor de Utilización (FU) (definido punto 5.3.2.2.2 del documento): 0,4 En nuestro caso, la energía generada es 7: MWh, lo que resulta en un costo de conexión de U$S 31:5. Ciclo de vida del proyecto (VU): 20 años. Este horizonte temporal, fue definido tomando como referencia el diseño de la vida útil de los aerogeneradores. Período de Implantación y Ejecución de la Inversión Inicial: Este período se estima en 18 meses, por lo que a los efectos de la consideración del flujo de fondos, se determina 1/3 para el primer año y 2/3 para el segundo, tomando como hito de referencia la puesta en servicio del Parque eólico. Gestión del Proyecto: se estima en un 15% sobre el monto total de la inversión inicial. Impuesto al Valor Agregado. La fuerte inversión, requiere considerar la inversión de IVA, sobre todo por la necesidad de financiarlo, como consecuencia de su impacto en los dos primeros años del proyecto. El IVA relacionado con las importación de bienes o 27 Facultad de Ciencias Económicas y de Administración Centro de Posgrados adquisición de los mismos en el mercado local, se exonera automáticamente el 70 % (Ley 16.906 y decretos reglamentarios). El IVA relacionado con la obra civil y otros relacionados con el proyecto, como dependen de que el proyecto sea promovido por la reglamentación de promoción de inversiones, no lo eliminamos y realizamos un flujo de recuperación para el mismo. Inversión en Capital de Trabajo: Para este proyecto que estamos analizando, las necesidades de capital de trabajo se determinaron por el método rubro a rubro. Los ingresos que se prevé en los flujos de fondos, surgen del precio por la cantidad de MW vendidos por el período. El costo del insumo de generación es cero, ya que se trata de un recurso natural como es el viento, a diferencia del peso relativo, que sí tiene este costo en otros proyectos de generación cuya fuente de insumo es el gas o combustible. La modalidad de pago contado en estos mercados contribuye a obtener ingresos en forma inmediata. A partir de dicha referencia, se plantea como necesidad de capital de trabajo los recursos necesarios para cubrir el primer mes y medio del proyecto en funcionamiento. Por tanto, se determina el monto estimado de capital de trabajo para los primeros 45 días, no surgiendo necesidades incrementales para el resto del periodo del proyecto El Capital de Trabajo se recupera al final de la vida útil del proyecto. OyM periodo g arantia C os tos de Adminis trac ión y c omerc ializ ac ión C aja, G as tos pequeños o urg entes , imprevis tos . U$S anuales 2.298.000 229.800 dias anuales 365 365 T O T AL NE C E S IDADE S DE C AP IT AL DE T R AB AJ O U$S /dia 6.296 630 dias 45 45 U$S 45 dias 283.315 28.332 113.353 425.000 Costos de producción Costos de Operación y Mantenimiento (O y M) Se consideró los costos de O&M anuales, identificando los valores durante el período de garantía, y para el resto del período de operación. Se tuvo en cuenta los valores de mercado, estableciendo criterios conservadores en menos para la bondad del proyecto. Dentro de estos valores mensuales, están incluidos los costos por herramientas, repuestos y consumibles. Costos de Administración y Comercialización, se estiman en un 10% sobre los correspondientes al de Operación y Mantenimiento Localización: La adquisición de terrenos fue considerada en la inversión inicial El arrendamiento de terrenos, se consideró para los espacios requeridos para ubicación de los aerogeneradores. El valor se fijó con precios de mercado actuales, asumiéndose un costo anual por aerogenerador de U$S 5.000. Se considera a partir del año cero, en que comienzan las obras en sitio. Para la amortización de los equipos, se tomó 20 años, y una amortización lineal anual solamente de los aerogeneradores. Esta consideración nos ubica en una situación más conservadora para la bondad del cálculo de indicadores. 28 Facultad de Ciencias Económicas y de Administración Centro de Posgrados Costos Financieros Los costos financieros no fueron considerados en este caso, por estar evaluando el proyecto desde el punto de vista de la inversión. Corriente de Ingresos Para el cálculo de la proyección de ingresos, se considera el precio de venta unitario de energía establecido en U$S/MWh, la potencia del parque eólico, su factor de utilización, el ciclo de vida del proyecto expresado en horas. De esta manera, la fórmula definida para la obtención del monto previsto es: Precio Venta unitario de Energía * T * FU * (VU * 8760) Para los ingresos, se consideró como primer valor objetivo del precio de venta de energía, el referenciado por el mercado reciente (70 U$S/MWh) El precio, resulta de la combinación que se realice del resto de las variables consideradas, vale decir: costo de los aerogeneradores, tamaño de la granja, factor de potencia o de utilización, el costo de conexión a la red y la tasa de costo de capital, para un valor positivo mínimo de VAN. Al analizar el escenario más adverso de las variables estratégicas, resultó que el precio conveniente para el mismo fue de 95 U$S/MWh. Debe destacarse asimismo, que considerando el impacto que la fijación del precio tiene sobre el resultado del proyecto, el valor calculado a los efectos de este trabajo, se encuentra muy por debajo del precio que UTE debe pagar para abastecer la demanda, a través de los sistemas tradicionales de generación. Se analizó en una segunda etapa, a partir del precio de venta del mercado reciente (70 U$S/MWh), cual es el escenario posible que asegure el mérito del proyecto. Para ello, se construyó un escenario considerado medio, con ajuste de las variables estratégicas utilizadas, destacando particularmente, el costo de los aerogeneradores (1.200: U$S/kW); el tamaño del parque (120 MW); el costo de conexión energizado (2,6 U$S/MWh), y la tasa de costo de capital (en el entorno del 8%). El monto del VAN asciende a U$S 1: ; y la TIR es 8,15 % . A efectos del cálculo del IRAE, se tuvo en cuenta la normativa fiscal vigente, con exoneraciones del 90%, 60% y 40 % durante los primeros períodos de 3 años cada uno de ellos. Estado de Resultados: se realizó el Estado de Resultado Proyectado para el período de la inversión considerada, el que se presenta en el Anexo IV. 5.3.5 ASPECTOS ORGANIZACIONALES Plan de implementación La tendencia actual en materia de Administración, es que el diseño organizacional se realice de acuerdo a la situación particular de que se trate. 29 Facultad de Ciencias Económicas y de Administración Centro de Posgrados Para alcanzar los objetivos propuestos para el proyecto, es necesario coordinar e integrar tres variables básicas: las unidades organizativas, los recursos humanos, materiales y financieros y los planes de trabajo Para garantizar que los resultados de la evaluación se basen en proyecciones realistas, deberán cuantificarse todos los elementos de costos que origine una estructura organizativa dada. Dice Sapag: “Casi todos los proyectos de inversión presentan dos tipos de participaciones posibles de entidades externas, las que es preciso caracterizar para asignar adecuadamente los costos que ellas involucren La primera, que se presenta en la totalidad de los proyectos, se refiere a las relaciones con proveedores y clientes en general y corresponden a las denominadas relaciones operativas, las cuales requerirán de la estructura organizacional una unidad específica que estará dimensionada en función de los procedimientos de las unidades externas más que por las internas. La segunda relación, se refiere a decisiones internas que determinan la participación de entidades externas y, por lo tanto, la incorporación de unidades coordinadoras y fiscalizadoras de la estructura organizativa del proyecto. Normalmente se manifiestan en forma de auditorías externas, contratistas de obras, agencias financieras empresas consultoras y otras que permiten operar con una estructura fija menor.” Este es el caso que entendemos se aplica en el proyecto genérico a estudio. A los efectos de la determinación de los costos de administración, se estableció un monto equivalente al 10% sobre los Costos de Operación y Mantenimiento, distribuidos anualmente, a lo largo de la vida útil del proyecto. La capacidad gerencial es relevante en la etapa de la ejecución del proyecto, donde el operativo de las diferentes fases es muy exigente y requiere desarrollar acciones que no son normales para el medio. La logística para el transporte de las maquinarias, tan grandes, es crítico para un buen desarrollo del proyecto. Conseguir camiones y zorras con el desarrollo tecnológico para transportar las palas de longitudes que oscilan los 40 metros, a través de carreteras y caminos que no están preparados para ello, se torna crítico. Disponer de una o varias grúas para el montaje a alturas inusuales (aproximadamente 100 metros), es importante para los tiempos y los costos del emprendimiento. Este tipo de equipamiento-maquinaria no está disponible en el país. Se agrega además que los terrenos donde se instalen los molinos son irregulares, y de difícil acceso. La capacidad gerencial durante la operación del parque generador se hace más simple, ya que la tecnología desarrollada para la operación y mantenimiento de los aerogeneradores prevé una supervisión remota integral y total, con pocas intervenciones para el mantenimiento durante la vida útil del proyecto. Las intervenciones requeridas, precisan de recursos humanos especializados, en reducidas cantidades, y con poca frecuencia. 30 Facultad de Ciencias Económicas y de Administración Centro de Posgrados 5.4 EVALUACION 5.4.1 ANÁLISIS DE CONVENIENCIA (VER ANEXO IV) Existen tres criterios utilizados para evaluar la conveniencia de un proyecto de inversión: Período de Repago Valor Actual Neto (VAN) Tasa Interna de Retorno (TIR) A los dos últimos señalados, se los conoce como indicadores proyecto. Estos son los utilizados en el presente trabajo. de rentabilidad del Valor Actual Neto (VAN): El VAN informa respecto al grado en que el proyecto bajo estudio remunera el factor productivo capital. Mide el retorno excedente expresado en valor presente que la inversión será capaz de generar por encima de la tasa de interés empleada para el descuento de los flujos de fondos proyectados. El VAN positivo expresa, en términos absolutos, el valor actual del exceso de remuneración del capital que el proyecto promete, por encima del retorno mínimo exigido por el promotor de la iniciativa. El límite inferior requerido por el inversor, se expresa mediante la tasa de interés utilizada para actualizar los flujos proyectados. El VAN nulo informa que el proyecto, además de recuperar el capital invertido, retorna exactamente la rentabilidad mínima exigida. Tasa Interna de Retorno (TIR): La Tasa Interna de Retorno mide la rentabilidad promedio del capital mientras este permanece invertido en el proyecto. Una inversión considerada en forma aislada es aceptable cuando su TIR supera a una cierta tasa de corte o de comparación fijada a priori, la que se define como la tasa de rentabilidad mínima requerida por los promotores del proyecto. Para los cálculos de la situación proyectada usamos la óptica de la inversión total, en el supuesto que la totalidad de la inversión será financiada con fondos propios. Cuando se usa esta perspectiva, las corrientes de flujos anuales se corresponden con los flujos de caja que se generan en el proyecto y por lo tanto no se computan los flujos relacionados con el financiamiento. Las cifras proyectadas anualmente coinciden con las que se obtendrían con el enfoque del inversionista cuando financia el 100% del proyecto. Estimación de la tasa de retorno requerida para el proyecto Para estimar la tasa de retorno requerida de un proyecto nos podemos basar en el concepto de costo de oportunidad de los fondos propios. Una aproximación utilizada para esta tasa es a través de la aplicación del modelo de fijación de precios de capital (CAPM), la cual implica contar con parámetros tales como: tasa libre de riesgo, tasa de retorno esperada del portafolio de mercado y coeficiente del riesgo sistemático de la empresa. La cuantificación de estas variables presenta grandes dificultades en mercados poco desarrollados como el de Uruguay. En el caso del proyecto que estamos considerando se toma en cuenta la TCC que aplica UTE para un proyecto de inversión en hidráulica, que se supone que tiene el mismo comportamiento que la eólica a efectos del análisis de la inversión. 31 Facultad de Ciencias Económicas y de Administración Centro de Posgrados El objetivo de este indicador es medir el mínimo que la empresa estaría dispuesta a aceptar como retorno de la inversión. De acuerdo a esto, consideramos que la tasa de retorno requerida para la evaluación del proyecto estará en el entorno de 10 %, a efectos de un escenario conservador. Para un escenario más optimista, estará en el entorno del 8 %. Enfoques del análisis de conveniencia para la evaluación Enfoque de la inversión: Mide la rentabilidad generada por los activos y no toma en cuenta la financiación del proyecto, por lo tanto en el flujo de fondos no se consideran los flujos asociados al financiamiento ajeno. Enfoque del inversionista: Mide la rentabilidad que remunera al capital aportado por los propietarios, incluyéndose en las proyecciones los flujos relacionados con el financiamiento del proyecto. Se calculan los indicadores en base a los flujos residuales. En las proyecciones realizadas se calcularon los indicadores de rentabilidad VAN y TIR, obteniéndose para los flujos incrementales del proyecto los siguientes resultados: VAN (10 %): U$S 6.274.099 TIR: 10,41 % En estas condiciones, y cumpliendo los supuestos que fueron señalados en el presente trabajo, para la etapa de factibilidad en la cual se encuentra el avance del mismo, el proyecto, en esta instancia, no debería descartarse. 5.4.2 ANÁLISIS DE RIESGOS El riesgo está vinculado a todas las actividades relacionadas con la formulación y evaluación de proyectos, esto en la medida de que hablamos del futuro, y como tal el común denominador es la falta de certeza. La incertidumbre que rodea al proyecto de inversión se puede derivar del propio proyecto, o del contexto en el que el mismo se llevará adelante. Es prácticamente imposible detallar la gran cantidad de incertidumbres que se pueden manifestar en el proyecto; en función de ello es que lo importante es identificar cuáles son las que tienen mayor significación desde el punto de vista económico del mismo. Cuando hablamos de riesgo hacemos referencia a la variabilidad de la rentabilidad de la inversión, es decir a mayor variabilidad existe mayor riesgo. Es decir cuánto más dispersos están los rendimientos respecto de la media, más riesgosa será la inversión, y, 32 Facultad de Ciencias Económicas y de Administración Centro de Posgrados por el contrario, cuanto más concentrado estén en torno a su valor esperado la distribución de sus rendimientos, menos riesgosa será. Existen métodos que permiten "hacer ver" el riesgo pero no lo eliminan, este es inherente a todo proyecto de inversión. Hay dos enfoques para el análisis de riesgo, uno de ellos tiene un enfoque determinístico de las variables, mientras que el otro reconoce su aleatoriedad y en función de ello usa las distribuciones de frecuencias asociadas a las mismas. El primer enfoque es el que se incluye dentro de los llamados "Métodos Empíricos". Dentro de este grupo se incluyen: el uso de valores conservadores, el empleo de coeficientes equivalentes a certeza, el ajuste de la tasa de rentabilidad mínima aceptable mediante la suma de una prima por riesgo, la estimación de tres escenarios (pesimista, normal y optimista) y finalmente el análisis de sensibilidad. El segundo enfoque reúne a los métodos probabilísticos e incluye: el cálculo de la distribución verdadera de los indicadores de rentabilidad mediante el cómputo de todas las combinaciones posibles, el cálculo del valor esperado y la varianza del VAN, los árboles de decisiones y el análisis de simulación, que es la herramienta para estimar la distribución de probabilidades del índice de rentabilidad. Los dos métodos que han alcanzado un mayor desarrollo son, dentro del primer enfoque: el Análisis de Sensibilidad, y dentro del segundo la Simulación Probabilística. En este trabajo trataremos el análisis del riesgo a través del Análisis de Sensibilidad. El objetivo del Análisis de Sensibilidad es medir qué impacto tiene sobre la rentabilidad del proyecto, los desvíos que ocurran en las variables llamadas estratégicas. Esto se basa en que trabajar con una sola estimación lleva a incurrir en errores, aunque la estimación sea la mejor posible, por lo cual se recomienda usar más de una estimación de las variables. Las modificaciones que se incluyan sobre las mejores estimaciones, siempre deben ser valores que tengan una razonable probabilidad de ocurrencia; si no tomamos en cuenta esto podemos afectar el principio de economicidad que debe estar presente en todo el estudio de los proyectos de inversión. El uso de la técnica del Análisis de Sensibilidad tiene dos modalidades: Tradicional - se conforma la información disponible para responder a la pregunta de "que ocurriría" con la conveniencia del proyecto frente a una variación desfavorable de las variables estratégicas. Tenemos dentro de este grupo dos formas de encararlo: un enfoque unidimensional y otro multi variable. Enfoque unidimensional: el procedimiento consiste en - 1) seleccionar las variables claves; 2) modificar el valor de las mismas en sentido desfavorable al proyecto dentro de los rangos probables; 3) volver a calcular los indicadores. Por último se comparan los resultados con los iniciales Las variables se toman una a una cuando se dinamizan suponiendo que todas ellas son independientes. Respecto al concepto de sensibilidad hay dos posiciones: algunos autores afirman que una inversión es sensible a los cambios de un factor, cuando el impacto en el indicador de rentabilidad es proporcionalmente mayor a la variación introducida en la variable que se dinamiza; la otra posición se define en función de que el cambio en la variable que se 33 Facultad de Ciencias Económicas y de Administración Centro de Posgrados dinamiza, determine o no, un cambio en la decisión de aceptar o rechazar un proyecto, es es decir una inversión es sensible a un deterioro en el valor de la variable crítica si hace que un proyecto que era conveniente deje de serlo. Esquema multi variable: se dinamizan al mismo tiempo varios factores críticos, (generalmente se toman de a dos). Se deja de lado en este esquema el sesgo negativo en la consideración de la variación de los factores a la hora de dinamizar los mismos. En función de este esquema se construye una matriz de resultados. Valor de aceptabilidad En este enfoque, y si manejamos una sola variable, se puede calcular el valor de dicha variable que hace que la inversión sea marginal, es decir, se trata de calcular el valor del factor que hace que el VAN=O, o que la TIR sea igual a la tasa de comparación. La lectura que se debe hacer en este enfoque es que cuanto mayor sea la variación que debo hacer en la variable seleccionada respecto al valor original para llegar a que el VAN=O, menor será el riesgo atribuible al mismo. Si estamos en este enfoque pero con un esquema bivariable, cabe señalar que el procedimiento será igual al del esquema unidimensional, sólo que lo que estaremos hallando son un par de valores de las variables que harán que el VAN=O. Los resultados en este caso se presentan en forma matricial y de curvas de indiferencia. VARIABLES A SENSIBILIZAR En función de las variables consideradas estratégicas, se han introducido cambios en sentido adverso a la economía del proyecto, respecto a los valores originales proyectados para las mismas. Detallamos los comentarios acerca de los cálculos realizados para cada una de las variables estratégicas: 1. Para el tamaño del parque eólico, usamos la potencia a instalar de 100 MW, recurriendo a valores de 10 en 10 tanto en forma ascendente como descendente, con el fin de observar como afecta el factor de escala. Los resultados obtenidos son los siguientes: PRECIO MW VAN(10%) U$S U$S/MWH 80 95 Variacion porcentual de VAN sobre situacion Original Oirginal TIR 4.856.663 -22,59% 10,40% 10,41% 90 95 5.565.381 -11,30% 100 95 6.274.099 0,00% 10,41% 120 95 7.691.534 22,59% 10,42% 150 95 9.817.687 56,48% 10,43% De acuerdo a los cálculos mostrados en el cuadro anterior, partiendo de un punto de referencia de tamaño del parque eólico de 100 MW, podemos concluir al aumentar o disminuir un 10 % el tamaño del mismo que desde el punto de vista del enfoque de sensibilidad visto, el proyecto es válido, mientras tenga valores del VAN > 0, esto se cumple y el proyecto por tanto es económicamente rentable. Desde el punto de vista del enfoque de sensibilidad en el cual se tiene en cuenta el porcentaje de variación de 34 Facultad de Ciencias Económicas y de Administración Centro de Posgrados indicador, con respecto al porcentaje de variación de la variable seleccionada para sensibilizar, podemos concluir que el proyecto es sensible ya que la disminución en el valor de VAN es superior proporcionalmente al cambio de la variable estratégica. 2. El factor de utilización, usado es el recogido por los registros de vientos de las distintas estaciones meteorológicas encargadas de analizar los mismos: 40 %. Sensibilizamos esta variable, en más y en menos, en escalones de 1 % para ubicarnos en una franja de “control” de la misma. Los resultados obtenidos son los siguientes: Factor de PRECIO MW Variacion VAN(10%) U$S utilizacion (FU) U$S/MWH porcentual de VAN TIR sobre situacion Original 0,35 100 95 -19.929.595 -417,65% 8,62% 0,38 100 95 -4.207.379 -167,06% 9,72% 0,39 100 95 1.033.360 -83,53% 10,O7% 0,40 100 95 6.274.099 0,00% 10,41% 0,41 100 95 11.514.838 83,53% 10,75% 0,42 100 95 16.755.576 167,06% 11,09% De acuerdo a los cálculos mostrados en el cuadro anterior, partiendo de un punto de referencia de factor de utilización de 0.40 (40%), podemos concluir al aumentar o disminuir en 1 punto porcentual que desde el punto de vista del enfoque de sensibilidad es válido el proyecto, mientras tenga valores del VAN > 0, en este caso no se cumple y el proyecto por tanto, no sería económicamente rentable Desde el punto de vista del enfoque de sensibilidad en el cual se tiene en cuenta el porcentaje de variación del indicador, con respecto al porcentaje de variación de la variable seleccionada para sensibilizar, podemos concluir que el proyecto es sensible ya que la disminución en el valor de VAN es superior proporcionalmente al cambio de la variable estratégica. 3. El costo energizado de la conexión de red, se fijó en 4,5 U$S/MWh, valor máximo utilizado para la convocatoria de Generadores privados, hecha por UTE en el marco del decreto del PE. Los resultados obtenidos son los siguientes: Costo energizado conexión a red PRECIO MW U$S/MHW Variacion VAN(10%) U$S U$S/MWH porcentual de VAN sobre situacion TIR Original 4,75 100 95 4.266.410 -32,00% 10,28% 4,50 100 95 6.274.099 0,00% 10,41% 4,25 100 95 8.281.787 32,00% 10,55% 4,00 100 95 10.289.476 64,00% 10,69% 3,50 100 95 14.304.853 128,00% 10,98% 3,00 100 95 18.320.230 192,00% 11,27% 2,50 100 95 22.335.607 256,00% 11,58% 35 Facultad de Ciencias Económicas y de Administración Centro de Posgrados De acuerdo a los cálculos mostrados en el cuadro anterior, partiendo de un punto de referencia del costo de energización para conexión a la red para nuestro proyecto, con criterio conservador es de U$S 4.5, por mega instalado, podemos concluir al aumentar o disminuir en un 5.5 % que este precio, desde el punto de vista del enfoque de sensibilidad visto es válido para el proyecto, mientras tenga valores del VAN > 0, esto se cumple y el proyecto es económicamente rentable. Desde el punto de vista del enfoque de sensibilidad en el cual se tiene en cuenta el porcentaje de variación del indicador, con respecto a porcentaje de variación de la variable seleccionada para sensibilizar, podemos concluir que el proyecto es sensible ya que la disminución en el valor de VAN es superior proporcionalmente al cambio de la variable estratégica. 4. El precio de venta utilizado es de 95 U$S /MWh, Sensibilizamos en un entorno de más menos 5 U$S/MWh. En escalones de 5, y luego en escalones de 10 U$S/MWH. Los resultados obtenidos son los siguientes: MW PRECIO U$S/MWH VAN(10%) U$S Variación porcentual de VAN sobre situación Original TIR 7,55% 80 100 -32.531.367 -618,50% 90 100 -6.661.056 -206,17% 9,36% 95 100 6.274.099 0,00% 10,41% 100 100 19.209.254 206,17% 11,26% De acuerdo a los cálculos mostrados en el cuadro anterior, partiendo de un punto de referencia de 95 U$S/MWH, podemos concluir al aumentar o disminuirlo en 5 dólares por MW y luego con escalones de a 10 dólares por MWh, desde el punto de vista del enfoque de sensibilidad, es válido el proyecto, mientras tenga valores del VAN > 0, en este caso no se cumple y el proyecto no es válido. Desde el punto de vista del enfoque de sensibilidad en el cual se tiene en cuenta el porcentaje de variación del indicador, con respecto al porcentaje de variación de la variable seleccionada para sensibilizar, podemos concluir que el proyecto es sensible ya que la disminución en el valor del VAN es superior proporcionalmente al cambio de la variable estratégica. 5. El ciclo de vida del proyecto considerado fue de 20 años, Se somete a sensibilización, considerando en primera instancia un entorno de más menos 2 2 años y luego más menos 5 años Los resultados obtenidos son los siguientes: Ciclo de vida del PRECIO MWH VAN(10%) U$S Variacion porcentual de VAN sobre situacion Original Oirginal TIR proyecto en años U$S/MWH 15 95 100 -12.621.208 -301,16% 9,01% 18 95 100 -104.386 -101,66% 9,99% 20 95 100 6.274.099 0,00% 10,41% 22 95 100 11.444.577 82,41% 10,72% 25 95 100 17.412.345 177,53% 11,03% 36 Facultad de Ciencias Económicas y de Administración Centro de Posgrados De acuerdo a los cálculos mostrados en el cuadro anterior, partiendo de un punto de referencia, podemos concluir al aumentar o disminuirlo de a 2 años y luego de a 5 años, que desde el punto de vista del enfoque de sensibilidad es válido el proyecto, mientras tenga valores del VAN > 0, si disminuyo en 2 años el VAN < 0 por lo tanto el proyecto no es válido; para 5 años el Van< 0, por lo tanto el proyecto no es válido. Desde el punto de vista del enfoque de sensibilidad en el cual se tiene en cuenta el porcentaje de variación del indicador, con respecto al porcentaje de variación de la variable seleccionada para sensibilizar, podemos concluir que el proyecto es sensible ya que la disminución en el valor de VAN es superior proporcionalmente al cambio de la variable estratégica. 6. La tasa de costo de capital considerada es de 10 %, proponemos variarla en más y menos de 1 %. Los resultados obtenidos son los siguientes: PRECIO TCC MWH VAN(10%) U$S U$S/MWH Variacion porcentual de VAN sobre situacion Original Oirginal TIR 12,00% 95 100 -20.277.677 -423,20% 11,00% 95 100 -7.695.568 -222,66% 10,41% 10,41% 10,00% 95 100 6.274.099 0,00% 10,41% 9,00% 95 100 21.835.255 248,02% 10,41% 8,00% 95 100 39.227.531 525,23% 10,41% De acuerdo a los cálculos mostrados en el cuadro anterior, partiendo de un punto de referencia de TCC del 10 %, podemos concluir al aumentar 1 % dicha tasa , desde el punto de vista del enfoque de sensibilidad es válido el proyecto, mientras tenga valores del VAN > 0 , en este caso no se cumple y el proyecto no es válido. Desde el punto de vista del enfoque de sensibilidad en el cual se tiene en cuenta el porcentaje de variación del indicador, con respecto al porcentaje de variación de la variable seleccionada para sensibilizar, podemos concluir que el proyecto es sensible ya que la disminución en el valor de VAN es superior proporcionalmente al cambio de la variable estratégica. 7. El costo de molinos que utilizamos para el proyecto inicial es U$S 1.300.000, para sensibilizarlo modificamos en mas y en menos de a 50.000 U$S. Los resultados obtenidos son los siguientes: Costo de los PRECIO MWH VAN(10%) U$S Variacion porcentual de VAN sobre situacion Original Oirginal TIR molinos U$S U$S/MWH 1.400.000 95 100 -5.759.416 -131,46% 9,64% 1.350.000 95 100 257.341 -95,90% 10,02% 1.300.000 95 100 6.274.099 0,00% 10,41% 1.250.000 95 100 12.290.856 95,90% 10,06% 1.200.000 95 100 18.307.614 191,80% 11,27% 1.150.000 95 100 24.324.371 287,70% 11,72% 1.100.000 95 100 30.341.129 383,59% 12,20% 37 Facultad de Ciencias Económicas y de Administración Centro de Posgrados De acuerdo a los cálculos mostrados en el cuadro anterior, partiendo de un punto de referencia del costo de los molinos de 1.300: U$S, podemos concluir al aumentar 4 % dicho costo que desde el punto de vista del enfoque de sensibilidad es válido el proyecto, mientras tenga valores del VAN > 0, en este caso se cumple y el proyecto es válido. Desde el punto de vista del enfoque de sensibilidad en el cual se tiene en cuenta el porcentaje de variación del indicador, con respecto al porcentaje de variación de la variable seleccionada para sensibilizar, podemos concluir que el proyecto es sensible ya que la disminución en el valor de VAN es superior proporcionalmente al cambio de la variable estratégica. 6. PROYECTO EN EL MARCO DE UTE El proyecto de inversión objeto del trabajo, ubicado en el marco de UTE, plantea varias alternativas para su ejecución, las que requieren de un análisis financiero y económico, así como comparativo con otras alternativas de inversión que sean más estratégicas, y con mayor rentabilidad, alineadas a los objetivos y metas fijados por las políticas energéticas del MIEM. Para este caso deberíamos analizar los flujos de fondos con y sin inversión con un horizonte de planeamiento de 20 años, tomando en cuenta desde el punto de vista de los costos e ingresos, los presupuestos asociados definidos por UTE, para los próximos años, y la oportunidad de disminución de costos de abastecer la demanda, como resultado de la incorporación del proyecto. Para UTE se determinó que la estructura financiera en donde se maximiza el valor de la empresa se compone en un 40% con deuda y un 60% con fondos propios. 1. Proyecto con inversión total de UTE. i. Esta alternativa ofrece las mejores ventajas en cuanto a la rentabilidad del negocio, ya que las tasas de retorno obtenidas, son mayores que las tasas de costo de capital. ii. Una dificultad que tiene es la capacidad de ejecución de inversiones de UTE limitada por la capacidad presupuestal para el desarrollo de las actividades de la empresa estatal. iii. Otra dificultad es la “competencia” del proyecto con otras inversiones estratégicas que UTE debe asumir para adecuar la infraestructura de la red eléctrica al crecimiento fuerte de la demanda y la generación de estos últimos años, y de los próximos 5 años. 2. Proyecto con financiamiento externo, ejecutado y asumido por UTE. i. Esta alternativa, ofrece características similares a la anterior, y será conveniente en la medida que se obtengan créditos con las instituciones financieras con tasas de interés por debajo de la tasa de interés del costo de capital de UTE. ii. Habrá que verificar que esta opción no genere pasivos a UTE, asociados al nivel de endeudamiento por encima del valor máximo que aconseja un nivel de riesgo razonable para el mismo. Se cuenta con el trabajo de monografía anterior, que sugiere dicho valor (ver bibliografía). 38 Facultad de Ciencias Económicas y de Administración Centro de Posgrados 3. Proyecto de asociación con empresas. Por ejemplo similar a acuerdo alcanzado con la empresa brasileña Eletrobras. i. Tiene la ventaja de la flexibilidad y articulación de los recursos insumidos para su ejecución. ii. Requiere menor inversión y riesgo asociado en el proyecto. iii. Libera fondos financieros para poder ejecutar otras inversiones estratégicas. 4. Proyecto de UTE, a través de una SA con por ejemplo CND similar a la firma Isur.SA, (empresa creada para la ejecución de la Interconexión grande con Brasil). i. Esta alternativa es similar a la anterior, con la ventaja de tener el control de la firma, y libera fondos para presupuestación de las actividades de UTE. 5. Proyecto iniciado por UTE con financiamiento externo, pero asociándose con ahorristas, luego de la implantación de al menos un módulo del parque generador. i. Es una alternativa, que facilita la financiación a largo plazo de proyectos similares al analizado, sin afectar la capacidad presupuestal. 6. Proyecto a desarrollar en etapas de inversión. i. Es una alternativa más lenta en la implantación de la participación de UTE en el mercado de generación eólica, por lo modular que resulta su ejecución. ii. Compromete parcialmente (en forma dosificada) la presupuestación de las inversiones. 39 Facultad de Ciencias Económicas y de Administración Centro de Posgrados 7. CONCLUSIONES Definimos el grado de cumplimiento de diversos objetivos prefijados, y el mérito del proyecto en cuanto a su tecnología productiva, a su impacto ambiental, a sus sistemas de comercialización, a los arreglos organizacionales previstos, a los niveles de rentabilidad y a la reducción de los costos de abastecimiento de la demanda. Se realizó una evaluación general, a través de un examen crítico, para emitir un juicio sobre el mérito de la propuesta, la conveniencia económica de la inversión, su razonabilidad, coherencia y operatividad de los medios que proponemos combinar en el proyecto A partir del estudio realizado y con los supuestos establecidos en el presente trabajo, los resultados del cálculo de los indicadores de rentabilidad reflejan un VAN(10%) de U$S 6.274.099 y una TIR del 10,41% por lo cual concluimos que el proyecto no debería descartarse en esta etapa de análisis. Se efectuó el análisis de sensibilidad desde el enfoque uni-variable, para las variables estratégicas elegidas: tamaño de la granja eólica, precio de venta del MWh, la tasa de costo capital (TCC), años de vida del proyecto, factor de utilización ,costo de conexión y costos de los aerogeneradores. Los supuestos que planteamos para el desarrollo del proyecto se realizaron desde un punto de vista conservador. Al momento de realizar el análisis de sensibilidad surge que el proyecto es muy sensible al precio de venta, a la tasa de costo de capital, al costo de los molinos, al costo de conexión y al factor de utilización; sin embargo es menos sensible a la modificación del tamaño del parque eólico y a la vida útil del proyecto. Por lo tanto dado que el precio es un factor importante, analizando los que paga el mercado, la idea de realizar un proyecto de esta índole para UTE es muy importante porque el precio de equilibrio del mismo se encuentra en un entorno entre el 35% o 40 %, por debajo del menor precio que paga UTE por abastecer la demanda, fuera del sistema hidráulico. El mercado de energía eléctrica relacionado con la inversión e instalación en eólica en el mediano plazo tiende a crecer y seria importante que el principal agente del mercado (UTE) no pierda participación en el mismo. Una tasa de crecimiento deprimida del 3,5 % anual, tomando el valor máximo de pico de potencia generada del presente año (1750 MW) (fuente ADME), significa que cada año, se deberá instalar no menos de 62 MW de generación, para no seguir aumentando el déficit de generación frente a la demanda. Si lo realiza UTE el proyecto puede disminuir en costo de gerenciamiento, administración y curvas de aprendizajes. Si el proyecto se quiere realizar desde el punto de vista de un inversionista externo, este puede obtener un buen precio de la venta el que sería también conveniente para UTE en el marco de un contrato de compra-venta de energía. Esto es así, dado que el precio a pagar se encuentra por debajo de lo que debe pagar UTE por generar con su parque generador en base a recursos fósiles. 40 Facultad de Ciencias Económicas y de Administración Centro de Posgrados Para un escenario medio (no tan conservador), el mérito del proyecto se ve fortalecido. Esto surge de los cálculos realizados de VAN y TIR, ubicando las variables sensibilizadas combinándolas con valores más optimistas. Manteniendo el ciclo de vida del proyecto de 20 años para un parque generador de tamaño 120 MW, con factor de utilización del 40% , una tasa de costo de capital de 8% , costo de conexión de U$S 2,6 MWh: y precio de venta de la energía de 70 U$S/MWh , se obtiene un valor de VAN de U$S 1:, y TIR de 8,15 %. Aún en este escenario, se tiene un margen de acción importante para mejorar las variables y sus valores asumidos. Otra conclusión sobre este análisis cualitativo, es la “relativa” regularidad de disponibilidad del viento en las distintas zonas del Uruguay. Según se observa en la gráfica de registros de vientos de UTE, obtenida a través de las 29 estaciones meteorológicas, las velocidades de viento promedio (a 80 metros de altura) registradas en un período de más de un año (enero 2009 a diciembre 2011) varían entre 6 m/s y 8 m/s a lo largo del territorio nacional. Una particularidad de estas mediciones es la cercanía a la red de trasmisión donde están ubicadas. El rango de sensibilidad del tamaño del parque, está acotado en cierta medida, por los costos de conexión de red, y los valores de potencia asumidos, son razonables para la conexión a una red de 150 kV. Ocurrirá que si aumentamos el módulo de potencia a considerar por encima de cierto valor (por ejemplo 120 MW), el costo de las obras, aumentará en forma escalonada, pudiendo tener una influencia negativa importante sobre la viabilidad del mismo. Como resultado del análisis de los distintos factores locacionales, siguientes opciones para su ubicación macro: se eligieron las Cercano a la localidad de Trinidad-Palmar Cercano a la localidad de Treinta y Tres Cercano a la localidad de Pampa en Tacuarembó Cercano a la localidad de Chuy Cercano a la localidad de Salto-Artigas Se consideró además un factor locacional subjetivo, asociado a la conveniencia de ampliar la zona geográfica de instalación de generadores eólicos, aprovechando el desarrollo y fortalecimiento de la red de transporte, atendiendo que la capacidad actual de la red de 150 kV está casi colmada; y la estrategia de incrementar los vínculos de integración con Brasil. Minimizar los costos de conexión, tiene un impacto fuerte en la mejora de la rentabilidad del proyecto. 41 Facultad de Ciencias Económicas y de Administración Centro de Posgrados 8. - BIBLIOGRAFÍA • Preparación y Evaluación de Proyectos- Nassir Sapag Chain y Reinaldo Sapag Chain • Evaluación de Proyectos de Inversión-Julio César Porteiro • Material de clases del Posgrado de Administración-Curso “Decisiones de Inversión”-año 2011 • Principales sitios web consultados • Documento multipartidario año 2008 • Trabajo Final Posgrado Finanzas 2010 FL;WF;FF 42 Facultad de Ciencias Económicas y de Administración Centro de Posgrados 9. – ANEXOS ANEXO I Marco Normativo Normativa General El marco normativo general considera las siguientes leyes y decretos: Ley 4213-Creación de la Administración General de Usinas del Estado Ley 14235-Nueva significación de U.T.E Ley 14.694, Ley Nacional de Electricidad Ley 15.031, Ley Orgánica- UTE Ley 16.832, Ley de Marco Regulatorio del Sector Eléctrico Decreto 77/006, UTE Contratos Especiales de compra/venta de energía eléctrica Ley 17.930, Ley de Presupuesto Nacional 2008 Decreto del poder ejecutivo Nº 403/009 y su modificativo Nº 41/010 Ley 18.666 Nuevo plazo a contratos de arrendamientos Ley 18.308, Ley de Ordenamiento Territorial y Desarrollo Sustentable Proyecto de ley de presupuesto nacional 2010-2014 – Artículo 587 Decreto 573,574,575,576/12-Fijación de remuneraciones y peajes en las redes de trasmisión y subtrasmisión Ley 4213: El 21 de Octubre de 1912, se promulgó la ley 4213 que dio origen a la Empresa pública "Administración General de las Usinas Eléctricas del Estado" asignándole el monopolio del suministro de energía eléctrica, sin límite en el tiempo y abarcando todo el territorio nacional. Ley 14235 del 3 de Agosto de 1974 entre otros aspectos, asigna la competencia que originalmente tenía la empresa de electricidad, pasando a la significación de su sigla actual U.T.E como “Administración Nacional de Usinas y Trasmisiones Eléctricas”. Ley 14694 del 1 de diciembre de 1977, promulga la Ley Nacional de Electricidad, la cual en su contenido medular, determina que las principales actividades de la industria eléctrica: generación, trasmisión, distribución, exportación, importación y comercialización, tienen el carácter de servicio público y como tales están sometidas al control técnico y económico del Poder Ejecutivo. Asigna la competencia de realizar las actividades descriptas precedentemente, a U.T.E, con la posibilidad de otorgar en régimen de concesión a otras empresas eléctricas la explotación de dichas actividades, bajo su tutela, con la excepción de aquéllas centrales y sus líneas que sean explotadas por organismos internacionales, en virtud de convenios de ese carácter celebrados con ese país. Ley 15031 del 4 de julio de 1980 promulga la Ley Orgánica de UTE por la cual, y en el marco del interés de este proyecto, destacamos la ratificación de la competencia que le otorga la Ley Nacional de Electricidad (14694) para la prestación del servicio público de electricidad Ley 16832 del 17 de junio de 1997 produce un cambio significativo en el sector eléctrico uruguayo, al aprobarse la Ley del Marco Regulatorio, que crea el mercado eléctrico en el país, separando las actividades de regulación de las empresariales. Dicha ley -entre otras 43 Facultad de Ciencias Económicas y de Administración Centro de Posgrados disposiciones- consagra la libertad de generación al dejar de tener la misma, el carácter de servicio público; y el libre acceso a las redes de trasmisión y distribución. La reglamentación de dicha ley, se consagra en el Reglamento General del Marco Regulatorio del Sistema Eléctrico Nacional del 28 de junio de 2002, resaltando en lo medular que las actividades de generación, exportación, importación y comercialización de energía eléctrica no constituyen servicio público, rigiéndose por las disposiciones del Reglamento del Mercado Mayorista de Energía Eléctrica (MMEE). Los decretos reglamentarios correspondientes son 276/02, 277/02, 278/02 y 360/02. El modelo regulatorio se establece para crear un segmento de generación competitivo entre participantes internos y externos. Se establece en primera línea, la facultad del Ministerio de Industria, Energía y Minería (MIEM), para diseñar, conducir y evaluar las políticas energéticas. Define como instrumentos para la ejecución de dichas políticas a las empresas públicas, en tanto que la Unidad Reguladora de Servicios de Energía y Agua (URSEA) regula y fiscaliza en aspectos de seguridad, calidad y defensa del consumidor. Por otra parte, incorpora la figura de los actores privados quienes podrán participar del sector energético, bajo los lineamientos definidos por el PE, en tanto y en cuanto se establezcan marcos regulatorios claros, transparentes y estables. Asimismo, en línea con la Política Energética del país y aprovechando el potencial energético distribuido en todo el territorio, UTE, pone a disposición las redes de transmisión y distribución para transportar la energía generada a partir de fuentes renovables. Uruguay tiene muchas zonas de fácil acceso con un elevado potencial de energía autóctonas, logrando una buena oportunidad de negocio para la Generación Distribuida. Cumpliendo determinadas especificaciones técnicas cualquier actor privado puede conectar una Central Generadora a las Redes de UTE. Decreto 77/06 Este decreto establece que UTE promueva la celebración de contratos especiales de compraventa de energía eléctrica con proveedores a instalarse en territorio nacional, que produzcan dicha energía a partir de la fuente eólica, de biomasa, o de pequeñas centrales hidráulicas. La potencia total instalada en centrales asociadas a dichos contratos no superará los 60 MW. Podrán contratar en este marco, los generadores individuales cuya potencia nominal a instalar no supere los 10 MW. Ley 17.930 Ley de presupuesto nacional de 2008 En esta Ley se introducen algunos conceptos sobre la generación de energía eólica, calificada como de utilidad pública y las posibles afectaciones sobre los bienes inmuebles seleccionados. (Art. 241 hasta 250). Asimismo se establece una serie de afectaciones sobre el bien inmueble seleccionado para la instalación de un parque eólico, detallando las servidumbres, ya sea para estudio, ocupación temporaria u ocupación definitiva, entre otras. Las servidumbres aludidas serán impuestas por el Poder Ejecutivo, a través del Ministerio de Industria, Energía y Minería, enunciando otras particularidades de las mismas. Decreto 403/09 del 24 de agosto del 2009 y su Decreto modificatorio 41/10, de fecha 01 de febrero de 2010: encomiendan a UTE la realización de un llamado a licitación para la compra de una potencia nominal de 150 MW de energía eólica a privados, y deja para una segunda etapa la reglamentación de los 150 MW adicionales que completan la meta de 300 MW para el año 2015. Ley 18.666 del 14 julio de 2010 establece una nueva excepción al plazo máximo de los contratos de arrendamientos establecido por el artículo 1.782 del Código Civil. Se 44 Facultad de Ciencias Económicas y de Administración Centro de Posgrados exceptúa del plazo máximo de 15 años el arrendamiento de aquellos inmuebles que tengan como destino apoyar una presa o embalsar el agua o la generación de energía eléctrica, en cuyo caso el plazo máximo será de treinta años. Se exceptúa asimismo el arrendamiento de inmuebles con destino a forestación de acuerdo a lo preceptuado por el artículo 5 de la ley 15.939 de 28 de diciembre de 1987. Ley 18.308 del 30 de junio de 2008 Ley de Ordenamiento Territorial y Desarrollo Sustentable – Esta Ley establece el marco regulador general para el ordenamiento territorial y desarrollo sostenible. A tal fin, define las competencias e instrumentos de planificación, participación y actuación en la materia; orienta el proceso de ordenamiento del territorio hacia la consecución de objetivos de interés nacional y general; y diseña los instrumentos de ejecución de los planes y de actuación territorial. En ella se establece que el ejercicio de la planificación y ejecución, en el ámbito departamental, se realice a través de Directrices Departamentales, Ordenanzas Departamentales y Planes Locales. Decretos 573, 574, 575,576 del 24 de abril de 2012 de fijación de las remuneraciones para las instalaciones de los sistemas de trasmisión y subtrasmisión; y la aprobación de los cálculos de los cargos de las redes de trasmisión y subtrasmisión. Normativa Fiscal Ley 16.906 Estimulo a inversiones especificas Decreto 2/2012, reglamentación de ley 16906 Decreto 354/09 – Energías Renovables Ley 16.906 del 7 de enero de 2008 Ley de promoción y protección de inversiones. Se destaca en particular, los beneficios fiscales automáticos (Arts.6° al 8°): Exoneración del Impuesto al Patrimonio de bienes muebles destinados directamente al ciclo productivo y equipos para el procesamiento electrónico de datos. Los referidos bienes se considerarán como activo gravado a los efectos de la deducción de pasivos. Exoneración del Impuesto al Valor Agregado, correspondiente a la importación de los bienes a que refiere el párrafo anterior, y devolución del Impuesto al Valor Agregado incluido en las adquisiciones en plaza de los mismos. Decreto 02/2012 del 9 de enero de 2012 Reglamenta aspectos de la ley 16906 en cuanto al estímulo a inversiones específicas a través de exoneraciones y beneficios especiales como por ejemplo, exoneración del Impuesto al Patrimonio, el Impuesto al Valor Agregado Decreto 354/09- del 3 de agosto de 2009 Promoción de actividades tendientes a la generación de energía eléctrica. Las empresas que desarrollen la actividad de generación de energía eléctrica proveniente de fuentes renovables no tradicionales, podrán solicitar exoneración del IRAE al amparo del Decreto 354/009 sólo si las mismas venden energía eléctrica en el mercado de contratos a término, definido en el Decreto 360/002. La exoneración se aplicará sobre la renta neta fiscal. Los porcentajes y período de exoneración serán los siguientes: - 90% de la renta entre 01/07/2009 y 31/12/2017 60% de la renta entre 01/01/2018 y 31/12/2020 40% de la renta entre 01/01/2021 y 31/12/2023 45 Facultad de Ciencias Económicas y de Administración Centro de Posgrados Normativa Departamental (es) No se detallan, pero al momento de elegir la ubicación del Parque generador, hay que atender las reglamentaciones locales. Normativa Ambiental El marco normativo necesario para la realización del Estudio de Impacto Ambiental se basa en las siguientes reglamentaciones: Ley 17.283, Ley General de Protección del Ambiente Ley 16.466, Ley de Evaluación de Impacto Ambiental y su Reglamento aprobado por el Decreto 349/05 Ley 18719 Presupuesto Nacional 2010-2014-Art.587 Ley 17852 Prevención, vigilancia y corrección de las situaciones de contaminación acústica Ley 18362-Ley de Rendición de Cuentas del Ejercicio 2007-Artículos sobre Energía Eólica: 241 al 247 Ley 17283 del 28 de noviembre de 2000 Ley general de protección del ambiente – en su artículo 1 declara de interés general la protección del ambiente y el adecuado manejo de las sustancias tóxicas o peligrosas, así como también la conservación de la biodiversidad. Establece los principios de política ambiental y los instrumentos de gestión ambiental e indica las competencias de las autoridades en las materias ambientales. Esta ley establece además algunos principios básicos para el control de la contaminación a través de la limitación de las emisiones de sustancias que puedan afectar a la calidad del aire, la capa de ozono o al cambio climático, así como también de sustancias químicas y de residuos. Ley 16466 del 19 de enero de 1994 reglamenta la evaluación de impacto ambiental- 6.466 y su decreto reglamentario 349/05. Esta ley ha hecho obligatoria en nuestro país la realización de la Evaluación de Impacto Ambiental (EIA) como procedimiento para la aceptación de una serie de actividades, construcciones u obras. Esta EIA debe desarrollarse a través de un procedimiento y aprobación por parte de la Dirección Nacional de Medio Ambiente (DINAMA) donde se defina si el proyecto es o no ambientalmente viable. El Decreto 349/05, reglamentario de dicha Ley, establece que esta aprobación toma la forma del otorgamiento de la Autorización Ambiental Previa, la que debe ser gestionada todos los emprendimientos que se encuentran definidos en el Artículo 2 de dicho Decreto. Ley 18719 del 27 de diciembre de 2010 presupuesto nacional 2010-2014 – Artículo 587 Declara por vía interpretativa que las prohibiciones del régimen del suelo rural previstas en el inciso final del Artículo 39 de la Ley Nº 18.308, de 18 de junio de 2008, no incluyen aquellas construcciones como las de sitios o plantas de tratamiento y disposición de residuos, parques y generadores eólicos, cementerios parque o aquellas complementarias o vinculadas a las actividades agropecuarias y extractivas, como los depósitos o silos. Ley 17852 del 10 de diciembre de 2004 El objeto de la presente ley establece en su art. 1, la prevención, vigilancia y corrección de las situaciones de contaminación acústica. La reglamentación define los conceptos relacionados con la contaminación acústica, determina el ámbito de aplicación y los organismos responsables de contralor. Ley 18362 del 6 de octubre de 2008-Ley de Rendición de Cuentas del Ejercicio 2007Artículos sobre Energía Eólica: 241 al 247. 46 Facultad de Ciencias Económicas y de Administración Centro de Posgrados ANEXO II Gráficas de Potencia 47 Facultad de Ciencias Económicas y de Administración Centro de Posgrados 48 Facultad de Ciencias Económicas y de Administración Centro de Posgrados 49 Facultad de Ciencias Económicas y de Administración Centro de Posgrados ANEXO III Especificaciones Técnicas de los Equipos Aerogenerador Un aerogenerador es un generador eléctrico movido por una turbina accionada por el viento. La energía cinética del aire en movimiento, proporciona energía mecánica a un rotor-hélice que, a través de un sistema de transmisión mecánico, hace girar el rotor de un generador, normalmente un alternador trifásico, que convierte la energía mecánica rotacional en energía eléctrica. Para este proyecto se usará un aerogenerador de eje horizontal, con tres palas a barlovento, velocidad y paso variable, potencia nominal de 2000 KW., tensión nominal de 12 KV, y frecuencia de 50 Hz. El aerogenerador está formado por los subsistemas: Rotor Su función consiste en convertir la energía cinética del viento en energía cinética mecánica de rotación. Está formado por palas o alabes, cubo o buje y nariz. El diámetro del rotor es de 100 metros. Las palas están fabricadas en fibra de vidrio reforzada con poliéster y dotadas de un recubrimiento de protección. La pala es de 56,7 m de longitud. Las palas están dotadas de un Pitch (sistema de giro individual) independiente que permite variar el ángulo de cada pala por separado, para girar sobre su eje longitudinal, lo que optimiza la regulación de la potencia con altos vientos y eleva la seguridad del sistema de frenado aerodinámico. El buje o nariz, aloja los elementos que componen el sistema de Pitch. El sistema Pitch ejecuta las órdenes que un ordenador le envía. Este comprueba continuamente la potencia y la velocidad del viento, enviando las órdenes de control para que las palas del rotor giren sobre sus ejes longitudinales para variar el ángulo de paso de la pala y en consecuencia la fuerza aerodinámica de sustentación. Cuenta con un sistema hidráulico de bloqueo de palas en caso de parada de emergencia. Góndola (nacelle) Sirve para alojar en su interior el generador eléctrico, la caja multiplicadora de velocidad de rotación, y los sistemas de control, regulación, orientación y frenado. Está fabricada en poliéster reforzado con fibra de vidrio con la ventaja de que posee bajo peso, no presenta corrosión y posee un buen comportamiento a la fatiga. Caja de engranajes o variador de velocidad (gearbox) El acoplamiento entre el eje del rotor y el eje del generador eléctrico o el de la bomba hidráulica no es directo, sino que se realiza a través de una caja de engranajes o variador de velocidad. El variador de velocidad se caracteriza por su relación de transformación, definida como la relación entre la velocidad de giro del eje de entrada (primario o lado del rotor) y la del eje de salida (secundario o lado del generador eléctrico). La relación de transmisión en nuestro caso es de 1:89. Esta relación indica que la velocidad de salida es 89 veces la de entrada. Se busca sintonizar la velocidad de giro con la frecuencia eléctrica de la red. Torre de sustentación 50 Facultad de Ciencias Económicas y de Administración Centro de Posgrados La torre elegida en nuestro caso es una torre de 100 m de hormigón compuesta por cinco tramos. Esta estructura dará una mayor estabilidad al aerogenerador y presenta ventajas de transporte y diseño de zapata. Mecanismos auxiliares: sistemas de regulación y control para el control de la velocidad, par y potencia desarrollados por el rotor, aerofrenos El sistema de regulación y control tiene como funciones mantener la velocidad de rotación constante, regular y limitar la potencia eólica aprovechada o recuperada por el rotor, y cuando la velocidad del viento alcanza valores muy elevados que puedan poner en riesgo la integridad de la maquina, este sistema debe ser capaz de detener el rotor y sacarlo fuera de la acción del viento para evitar danos sobre el mismo El control de velocidad se realiza mediante un sistema de Pitch activo que consiste en, un ordenador comprueba continuamente la potencia y la velocidad del viento, enviando las ordenes de control para que las palas del rotor giren sobre sus ejes longitudinales para variar el ángulo de paso de la pala y en consecuencia la fuerza aerodinámica de sustentación. El accionador suele ser un motor hidráulico. Otros sistemas y equipos: controladores Electrónicos, sistemas de seguridad, protección frente a rayos. Controlador electrónico: su función consiste en captar y procesar un conjunto de magnitudes físicas para posteriormente dar las oportunas órdenes de control y regulación de todo el sistema. Estas magnitudes son: velocidad y dirección del viento, velocidad de giro del rotor, temperatura, presión, valor y estado de las diferentes magnitudes eléctricas. Sistema de seguridad: su función consiste en la protección de la integridad física del aerogenerador y en la prevención de riesgos para personas o bienes próximos que pudiesen ocasionarse por causa de algún incidente. La protección se prevé frente a situaciones tales como: vientos de elevada intensidad, embalamiento del rotor, elevado nivel de vibraciones, desconexión brusca de la red y averías. La unidad de control y potencia utilizada en el aerogenerador AW 3000 es INGECONW. Generador eléctrico El generador a utilizar en este proyecto es un generador asíncrono de inducción, siendo de los más utilizados para aplicaciones eólicas. Está ubicado en la góndola. La tecnología utilizada es de última generación, siendo un alternador asincrónico de tipo “full converter” lo que le permite desarrollar un control y gestión de la energía generada muy adecuada y versátil en cuanto a calidad del servicio. Las principales ventajas que presenta un generador asíncrono son: Es mas simple por lo que posee mayor fiabilidad Maquina robusta con bajo nivel de mantenimiento Ausencia de partes giratorias en tensión: escobillas, conmutaciones... Buen comportamiento frente al embalamiento Mayor duración y disponibilidad Menor coste Y como inconvenientes Necesita que se le suministre energía reactiva Debe trabajar con un factor de potencia mayor Presenta una mayor dificultad para regular su factor de potencia Si se desconecta de la red (paso a isla) se detiene por falta de reactiva Curva de Potencia 51 Facultad de Ciencias Económicas y de Administración Centro de Posgrados Un aerogenerador presenta una ley de variación de la potencia útil producida en función de la velocidad del viento. Esta ley se acostumbra a representar gráficamente según una curva que es característica de cada generador y que se conoce como curva de potencia. La curva de potencia de un aerogenerador es un grafico que indica cual será la potencia eléctrica disponible en el aerogenerador a diferentes velocidades del viento. La curva de potencia (P-v) del aerogenerador es facilitada por el fabricante del aerogenerador y está referida a unas condiciones de atmósfera estándar ISO (15 oC, 1013 mbar) a la que le corresponde una densidad del aire de 1.225 kg/m3. En la tabla 6 se muestran la características técnicas suministradas por el fabricante Acciona Energía. En la figura 9 se muestra la curva de potencia del aerogenerador AW 116 CIIIA de eje horizontal. La determinación de la curva de potencia se realiza siempre por medidas directas de la potencia eléctrica o potencia útil obtenida del aerogenerador y la velocidad del viento medida a la altura del centro de giro del rotor. El proceso de medición se realiza de acuerdo a las normas IEC 61400. La medida de la potencia y de la velocidad del viento se lleva a cabo simultáneamente con una frecuencia de muestreo del orden de 0.5 Hz. El conjunto de medidas obtenidas cada 10 minutos se promedian para obtener un valor de la potencia y de la velocidad. El conjunto de estos valores posteriormente se somete a un tratamiento estadístico para determinar la curva de potencia. Por otro lado el coeficiente de empuje Ct es adimensional y depende del empuje axial, el área barrida por las palas y la densidad del fluido. Ct depende de las fuerzas aerodinámicas que actúan sobre la pala. Ct es un valor dado por el fabricante del aerogenerador. En la Tabla 5 se muestran la curva de potencia y de coeficientes de empuje del aerogenerador. 52 Facultad de Ciencias Económicas y de Administración Centro de Posgrados ANEXO IV VARIABLES CONSIDERADAS Y SU APLICACIÓN EN EL ANÁLISIS ECONÓMICO Variables Tamaño de la granja Cantidad de aerogeneradores Potencia por aerogenerador Factor de utilización (estimado en un año) Gestión del Proyecto Costo energizado conexión a red Precio venta energía Ciclo de vida del proyecto TCC tasa de costo capital Costo de los molinos Cantidad de horas anuales Unidad Descripcion 100 MW 50 Tamaño Granja /potencia 2 MW 0,4000 % 15% % de Inversión inicial 4,5 U$S/MWh 95 U$S/MWh 20 años 10 % 1.300.000 U$S 8760 24 hora por 365 dias 53 Facultad de Ciencias Económicas y de Administración Centro de Posgrados Planilla de Datos para la Inversión Inicial y Operación y Mantenimiento para el Proyecto (OyM) Potencia de la granja MW Número aerogeneradores Factor de utilización Equipos (Molinos) Suministro Fabricación y entrega FOB transporte internacional transporte en territorio nacional Torres de Medición Torres Estaciones de Medicion Montaje Operación y mantenimiento Instalación o Montaje de aerogeneradores Grua (incluido en suministro) OC p/centro de control OC p/ aerogenerador Caminería interna y plataforma de montaje Instalación eléctrica interna OyM OyM durante periodo de garantia OyM pos-periodo garantia Herramientas, repuestos, y consumibles (5 años),inc en OyM Localización Arrendamiento de terrenos terreno para aerogenerador (arrendamiento) terreno para centro de control Compra terreno para subestación de conexión a la red Imposiciones de servidumbres y/o adquisición de terrenos Conexión al SIN (red de UTE) 100 50 0,4 Unitario 1.300.000 60.000 Unidad U$S/MW Cantidad 100 estación medición 3 Total 130.000.000 180.000 0 U$S/MW 200000 U$S/centro control 180000 U$S/aerogenerador 500.000 U$S/10MW terr cultiv 650.000 U$S/10MW 100 1 50 10 10 0 200.000 9.000.000 5.000.000 6.500.000 229800 378000 0 10 10 10 2.298.000 3.780.000 0 50 0 5 1 7008000 250.000 0 50.000 50.000 31.536.000 U$S/año/10Mw U$S/año/10Mw U$S/10MW/5años 5.000 U$S/aerogenerador/año 0 U$S/centro control 10.000 U$S/ Ha 50.000 4,5 U$S/MWh TOTAL DE INVERSION INICIAL TOTAL DE COSTOS DE OYM 182.516.000 6.328.000 54 Facultad de Ciencias Económicas y de Administración Centro de Posgrados Flujo de Fondos para evaluación (U$S): 0 2014 1 2015 2 2016 3 2017 4 2018 5 2019 6 2020 7 2021 8 2022 9 2023 10 2024 11 2025 12 2026 13 2027 14 2028 15 2029 16 2030 17 2031 18 2032 19 2033 20 2034 Flujo de fondos para evaluación 2013 18.251.600 121.677.333 Año 9.125.800 -1 378.000 9.120.800 250.000 378.000 9.120.800 250.000 378.000 9.120.800 250.000 378.000 9.120.800 250.000 378.000 9.120.800 250.000 378.000 9.120.800 250.000 378.000 9.120.800 250.000 378.000 3.780.000 9.120.800 250.000 378.000 3.780.000 9.120.800 250.000 378.000 3.780.000 9.120.800 250.000 378.000 3.780.000 9.120.800 250.000 378.000 3.780.000 425.000 8.030.704 60.838.667 4.015.352 250.000 0 378.000 9.120.800 0 13.528.800 3.780.000 250.000 13.528.800 33.288.000 4.939.800 19.759.200 33.288.000 4.939.800 19.759.200 33.288.000 4.939.800 19.759.200 33.288.000 4.939.800 19.759.200 33.288.000 4.939.800 19.759.200 33.288.000 4.939.800 19.759.200 33.288.000 4.939.800 19.759.200 33.288.000 4.939.800 19.759.200 33.288.000 5.046.050 20.184.200 33.713.000 3.780.000 378.000 9.120.800 13.528.800 4.939.800 19.759.200 3.780.000 250.000 13.528.800 33.288.000 33.288.000 3.780.000 378.000 9.120.800 13.528.800 4.939.800 19.759.200 19.759.200 425.000 33.288.000 33.288.000 3.780.000 250.000 13.528.800 33.288.000 3.780.000 378.000 9.120.800 13.528.800 0 33.288.000 3.780.000 250.000 13.528.800 0 33.288.000 3.780.000 378.000 9.120.800 13.528.800 0 33.288.000 3.780.000 250.000 13.528.800 0 33.288.000 19.759.200 19.759.200 3.780.000 378.000 9.120.800 13.528.800 13.528.800 0 33.288.000 3.780.000 250.000 13.528.800 13.528.800 0 33.288.000 33.288.000 3.780.000 229.800 9.120.800 13.528.800 0 33.288.000 1.975.920 19.759.200 3.780.000 250.000 13.528.800 13.528.800 0 33.288.000 33.288.000 33.288.000 0 229800,00 9.120.800 13.528.800 0 33.288.000 1.975.920 19.759.200 19.759.200 0 9.120.800 250000,00 11.898.600 0 33.288.000 33.288.000 33.288.000 0 250.000 11.898.600 33.288.000 33.288.000 2.298.000 Periodo Costos de producción 0 Costos financieros (no aplica desde el pdv de la inversión) 148.634.637 0 33.288.000 493.980 19.759.200 73.979.819 0 33.288.000 33.288.000 38.010.696 0 0 33.288.000 652.802 26.112.096 0 4.722.696 33.288.000 40.611.360 0 7.323.360 33.288.000 2298000,00 Inversión Inicial Gestión del proyecto Inversión de IVA Inversión de capital de trabajo Costos OyM periodo garantia OyM fuera de garantía Herram, repuestos y consumibles Costos de Administración y comercialización Adquisición terrenos (incluido en Inv. Inic) Arrendamiento terrenos Amortizaciones TOTAL EGRESOS Ingresos Ingreso IVA 717.819 28.712.760 Recuperacion de capital de trabajo 0 9.120.800 15.138.150 24.258.950 9.120.800 14.819.400 23.940.200 9.120.800 14.819.400 23.940.200 9.120.800 14.819.400 23.940.200 9.120.800 14.819.400 23.940.200 9.120.800 14.819.400 23.940.200 9.120.800 14.819.400 23.940.200 9.120.800 14.819.400 23.940.200 9.120.800 14.819.400 23.940.200 9.120.800 14.819.400 23.940.200 9.120.800 25.916.120 23.940.200 9.120.800 16.795.320 14.819.400 2.963.880 0 -148.634.637 2.963.880 0 9.120.800 25.916.120 25.916.120 9.120.800 16.795.320 16.795.320 2.963.880 0 -73.979.819 9.120.800 17.783.280 26.904.080 9.120.800 26.904.080 26.904.080 9.120.800 17.783.280 17.783.280 1.975.920 0,25 9.120.800 19.265.220 28.386.020 9.120.800 25.459.294 34.580.094 9.120.800 27.994.941 37.115.741 0 -148.634.637 0,1041 6.274.099 -148.634.637 0 -73.979.819 -73.979.819 Utilidad antes de impuestos (IRAE) TOTAL INGRESOS IRAE Utilidad después de impuestos Flujo de fondos para evaluación Amortizaciones TIR VAN (10 %) 55 Facultad de Ciencias Económicas y de Administración Centro de Posgrados Estado de Resultados Proyectados (U$S) Estado Resultados Proyectado (U$S) Año 2015 Periodo 2016 1 Ingresos 33.288.000 2 33.288.000 Ingreso IVA 2017 2018 3 2019 4 33.288.000 33.288.000 2020 5 2021 6 2022 7 2023 8 2024 9 2025 10 2026 11 2027 12 2028 13 2029 14 2030 15 2031 16 2032 17 2033 18 2034 19 20 33.288.000 33.288.000 33.288.000 33.288.000 33.288.000 33.288.000 33.288.000 33.288.000 33.288.000 33.288.000 33.288.000 33.288.000 33.288.000 33.288.000 33.288.000 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 33.288.000 Recuperacion de capital de trabajo TOTAL INGRESOS 425.000 33.288.000 33.288.000 33.288.000 33.288.000 33.288.000 33.288.000 33.288.000 33.288.000 33.288.000 33.288.000 33.288.000 33.288.000 33.288.000 33.288.000 33.288.000 33.288.000 33.288.000 33.288.000 33.288.000 33.713.000 2.298.000 2.298.000 Costos de Administración y comercialización 229800,00 229.800 3.780.000 3.780.000 3.780.000 3.780.000 3.780.000 3.780.000 3.780.000 3.780.000 3.780.000 3.780.000 3.780.000 3.780.000 3.780.000 3.780.000 3.780.000 3.780.000 3.780.000 3.780.000 378.000 378.000 378.000 378.000 378.000 378.000 378.000 378.000 378.000 378.000 378.000 378.000 378.000 378.000 378.000 378.000 378.000 25000,00 378.000 250.000 250.000 250.000 250.000 250.000 250.000 250.000 250.000 250.000 250.000 250.000 250.000 250.000 250.000 250.000 250.000 250.000 250.000 250.000 9120800,00 9120800,00 Costos Costos de producción OyM periodo garantia OyM fuera de garantía Herram, repuestos y consumibles Adquisición terrenos (incluido en Inv. Inic) Arrendamiento terrenos Amortizaciones 9120800,00 9120800,00 9120800,00 9120800,00 9120800,00 9120800,00 9120800,00 9120800,00 9120800,00 9120800,00 9120800,00 9120800,00 9120800,00 9120800,00 9120800,00 9120800,00 9120800,00 9120800,00 TOTAL EGRESOS 11.673.600 11.898.600 13.528.800 13.528.800 13.528.800 13.528.800 13.528.800 13.528.800 13.528.800 13.528.800 13.528.800 13.528.800 13.528.800 13.528.800 13.528.800 13.528.800 13.528.800 13.528.800 13.528.800 13.528.800 Utilidad antes de impuestos (IRAE) 21.614.400 21.389.400 19.759.200 19.759.200 19.759.200 19.759.200 19.759.200 19.759.200 19.759.200 19.759.200 19.759.200 19.759.200 19.759.200 19.759.200 19.759.200 19.759.200 19.759.200 19.759.200 19.759.200 Costos financieros (no aplica desde el pdv de la inversión) IRAE 0,25 Utilidad después de impuestos Amortizaciones Flujo de fondos para evaluación 20.184.200 540.360 534.735 493.980 1.975.920 1.975.920 1.975.920 2.963.880 2.963.880 2.963.880 4.939.800 493.980 493.980 493.980 493.980 493.980 493.980 493.980 493.980 493.980 504.605 21.074.040 20.854.665 19.265.220 17.783.280 17.783.280 17.783.280 16.795.320 16.795.320 16.795.320 14.819.400 19.265.220 19.265.220 19.265.220 19.265.220 19.265.220 19.265.220 19.265.220 19.265.220 19.265.220 19.679.595 9.120.800 9.120.800 9.120.800 9.120.800 9.120.800 9.120.800 9.120.800 9.120.800 9.120.800 9.120.800 9.120.800 9.120.800 9.120.800 9.120.800 9.120.800 9.120.800 9.120.800 9.120.800 9.120.800 9.120.800 30.194.840 29.975.465 28.386.020 26.904.080 26.904.080 26.904.080 25.916.120 25.916.120 25.916.120 23.940.200 28.386.020 28.386.020 28.386.020 28.386.020 28.386.020 28.386.020 28.386.020 28.386.020 28.386.020 28.800.395 Cuadro de Amortización (20 años) Potencia de la granja MW Número aerogeneradores Factor de utilización Equipos (Molinos) Suministro Fabricación y entrega FOB transporte internacional transporte en territorio nacional Torres de Medición Torres Estaciones de Medicion Montaje Operación y mantenimiento Instalación o Montaje de aerogeneradores Grua (incluido en suministro) OC p/centro de control OC p/ aerogenerador Caminería interna y plataforma de montaje Instalación eléctrica interna OyM Conexión al SIN (red de UTE) 100 50 0,4 Unitario 1300000 60.000 Unidad U$S/MW Cantidad 100 estación medición 3 0 U$S/MW 200000 U$S/centro control 180000 U$S/aerogenerador 500.000 U$S/10MW terr cultiv 650.000 U$S/10MW 4,5 U$S/MWh TOTAL DE INVERSION INICIAL AMORTIZACION ANUAL PERIODO 20 AÑOS Total 130.000.000 180.000 100 1 50 10 10 0 200.000 9.000.000 5.000.000 6.500.000 7008000 31.536.000 182.416.000 9.120.800 56 Facultad de Ciencias Económicas y de Administración Centro de Posgrados ANEXO V Infraestructura y Montaje Las infraestructuras necesarias para la instalación del parque eólico se pueden agrupar en: Obra civil: viales, plataformas, cimentaciones, edificio de control. Aerogeneradores (ya mencionados en tecnología y equipos). Red de media tensión del parque: Subestación, Línea de evacuación, conductores. SCADA (Supervisory Control and Data Acquisition). Obra civil Los trabajos de obra civil necesarios para la instalación del parque son: Adecuación de vías públicas de acceso. Reforma/ampliación de caminos existentes. Ejecución de nuevos viales. Realización de plataformas de acceso. Construcción de cimentaciones. Edificios auxiliares (Control, taller, almacén). Todo ello viene condicionado por la orografía del terreno y las características geológicas del emplazamiento. Para asegurar el diseño se realiza un estudio geotécnico del emplazamiento. Los requerimientos del estudio geotécnico, básicamente, son: Terreno Natural en viales: Obtención de la capacidad portante del suelo (capacidad del terreno para soportar las cargas aplicadas sobre el) y dimensionar la capa de zahorra optima en función del tonelaje y trafico a soportar por la sección, excavabilidad, perfiles litológicos, características y espesor del suelo edáfico así como la estabilidad de taludes. Terreno natural en zapatas (determinación de las características del terreno en cada una de las posiciones de las zapatas; cálculos posteriores, esfuerzos sobre el dintel, estabilidad frente al vuelco, estabilidad frente al deslizamiento, tensiones del terreno, Áridos para firmes y reutilización de materiales a través de ensayos e índices de apoyo (ensayo de los Ángeles, índice CBR, Proctor, Equivalencia de arena, etc.) Otros; Niveles freáticos, sismología, posible existencia de simas, agresividad al hormigón. El cálculo de los índices y análisis del estudio geotécnico se determinan mediante: Calicatas Sondeos (mecánicos, eléctricos SEV) Toma de muestras Ensayos de laboratorio (Análisis granulométrico, CBR, Procter, sulfatos, limites de Atterberg, hinchamiento libre, sulfatos, materia orgánica, equivalente de arena, coeficiente Los Ángeles…-) 57 Facultad de Ciencias Económicas y de Administración Centro de Posgrados Viales El diseño de viales se realizará teniendo en cuenta tanto los condicionantes de índole ambiental como económica, de tal forma que se tendrá especial atención a los siguientes criterios: Minimizar longitud de viales Minimizar movimiento de tierras. Adaptándose al perfil natural del terreno. Compensación de desmontes y terraplenes. Estos criterios vienen condicionados por los propios del tecnólogo: Máxima pendiente longitudinal y en algunos casos transversales. Anchura mínima de plataforma vial y libre en altura (especialmente en desmontes) Radios de curvatura mínimos Rasantes, acuerdos verticales (KV) Firmes adecuados al tráfico, capacidad portante, materiales de explanada, subbase y firme. Altura libre Todas las vías deben estar libres de obstáculos en altura, como por ejemplo puentes, tendidos eléctricos para permitir el paso de cargas altas. La mínima altura libre será de 5 metros Drenajes Un buen drenaje es el secreto para la buena conservación de todo tipo de vías. Es fundamental asegurar que los drenajes laterales son más profundos que la base de las vías para impedir la inundación. Plataformas Se define como el área preparada para la manipulación de cargas, grúas y transportes en cada uno de las ubicaciones en las que se va a montar una turbina. El dimensionamiento de las plataformas viene dado por las necesidades de medios a disponer para el montaje. El incremento de potencia unitaria y consecuentemente de los diámetros de rotor y altura de fustes, ha traído aparejado un importante incremento de estas áreas. Teniendo en cuenta únicamente la superficie ocupadas por las grúas de izado y retenida, y algún posible acopio de elementos componentes de la turbina, el espacio mínimo requerido para el montaje de la turbina AW3000 es de 40m x 27m. Cimentaciones Las cimentaciones deben poder soportar adecuadamente el aerogenerador bajo las condiciones mas extremas a las que pueda estar sometido. Normalmente se diseñan para la carga de viento máxima en un periodo de 50 anos. El fabricante del aerogenerador es quien define, a partir de los datos de viento que se le proporcionan, las cargas que debe soportar la cimentación. Si se desea, también puede incluir en su suministro el diseño de la cimentación, para lo que debemos proporcionarle los datos geotécnicos del emplazamiento. Tensión admisible Coeficiente de balasto Características puntuales (Agresividad del terreno, nivel freático, sismicidad, simas…) Una cimentación típica puede ser de forma hexagonal o cuadrada, con una dimensión máxima de 13 m y de unos 2 m de profundidad, ejecutada en hormigón armado en una excavación. En casos particulares, cuando la resistencia del terreno es muy baja, puede ser necesario el pilotaje. Zanjas 58 Facultad de Ciencias Económicas y de Administración Centro de Posgrados La ejecución de la zanja es crucial para asegurar la durabilidad de la instalación. Las características del terreno recomiendan que pueda ser recomendable el empleo de tubo corrugado en lugar del tendido directo sobre lecho de arena. Ello tiene consecuencias en relación con las necesidades de arquetas de empalme, posible protección ante la presencia de roedores, selección de cable por las distintas necesidades de refrigeración. Adecuada definición de la sección tipo de canalización en base a: Ubicación de la canalización (campo a través, bajo viales, carreteras asfaltadas) Necesidades de disipación de calor Protección de conductores MT y comunicaciones. Edificio de control El edificio de control esta destinado a; taller de mantenimiento, sala de control, vestuarios, almacén, área de residuos, despachos, etc., según dimensiones y requerimientos de la organización de la explotación del parque. Es conveniente estudiar con detalle, además de su funcionalidad, aspectos como: singularidad arquitectónica, integración en el paisaje y posible empleo para instituciones regionales. Es habitual también compartir el edificio de control con las instalaciones que albergan las infraestructuras eléctricas interiores de la subestación de evacuación. Especialmente en aquellos casos en que se evita desde las Administraciones la proliferación de edificaciones en el entorno y estas deben adaptarse a la arquitectura de la zona. Red de Media Tensión (MT) El sistema eléctrico de un parque eólico esta constituido por: 1. Elementos del aerogenerador: Generador, cuadros de protección, cables conexión de bajo tensión (BT) Trafo BT/MT y conductores conexión celdas-trafo Celdas de MT 2. Red Subterránea de MT, conformada por los siguientes elementos Conductores MT y terminales de conexión y empalmes. Otras infraestructuras: Red de tierras, Conexión BT a Torre Meteorológica, Cable de comunicaciones. La red de media tensión se encarga de enlazar eléctricamente los aerogeneradores hasta la subestación de transformación. La instalación es habitualmente subterránea para reducir el impacto ambiental que implicaría un tendido aéreo y reducir el riesgo que implicaría dicha red aérea para la maniobras de mantenimiento de los aerogeneradores (que podrían requerir del uso de grúas). El rango óptimo de tensiones se sitúa entre los 10 y los 30 KV, habiendo adoptado muchos fabricantes de aerogeneradores la tensión de 20 KV como estándar de diseño. En muchos casos, sin embargo, para parques de elevada potencia, es más adecuado el empleo de redes de 30 KV. Para su determinación, se debe tener en cuenta: Costes de instalación: Coste 30 KV mayor Coste 20 KV (mayor aislamiento) Perdidas de energía en una y otra opción. En general, tensión de 30 KV se justifica si: El parque o agrupación de parques son de elevada potencia (alrededor de 100 MW). Grandes distancias entre aerogeneradores o a la subestación transformadora. El diseño de la red de MT afecta sensiblemente a la economía del proyecto, tanto en términos de inversión como de pérdidas energéticas por efecto Joule. En general, el diseño óptimo responde a una red radial con secciones crecientes a medida que nos acercamos a la subestación de transformación: cuanto más cerca de la misma, mayor 59 Facultad de Ciencias Económicas y de Administración Centro de Posgrados intensidad circula por el mismo, ya que más aerogeneradores están aportando su potencia. Es conveniente ajustar los cálculos de pérdidas energéticas a la distribución de Weibull del parque, con el fin de no sobredimensionar los conductores e incrementar inútilmente la inversión. Conductores El conductor se seleccionará en función de la tensión nominal de funcionamiento y el tipo de sistema en el que se va a emplear en función del tratamiento de las faltas a tierra (norma IEC 60502) Aislamiento 12/20 o 15/25 KV para Un de 20 KV y 18/30 o 26/45 KV para Un de 30kV. Habitualmente cable unipolar, de Aluminio, con aislamiento sintético RHZ1. En casos de humedad permanente, es conveniente el uso de etileno-propileno DHZ1. Para el cálculo de la sección debe tenerse en cuenta la intensidad máxima admisible en servicio permanente, la intensidad máxima admisible en cortocircuito durante el tiempo que dure el mismo y la máxima caída de tensión admisible (en general 3%), además de la optimización económica. Secciones habituales: 150, 240, 300 y 400 mm2. Celdas de Media de Tensión (MT) Su función es la de alojar en su interior los elementos de corte y protección así como instrumentación de medida. Dentro de la red de media tensión están incluidas, asimismo, las celdas de media tensión, ubicadas en el interior del fuste del aerogenerador, y que deben especificarse de acuerdo con la topología del parque. Las celdas utilizadas en los centros de transformación de los aerogeneradores suelen ser modulares, para facilitar el paso por la puerta de la torre y, en caso de avería de una posición, evitar la substitución de todo el conjunto. Características: Aislamiento, 24 o 36 KV en función de la tensión nominal Intensidad nominal adecuada Corriente de cortocircuito adecuada Tamaño. Se emplea aislamiento en SF6 para reducir sus dimensiones con respecto a las de aislamiento con aire y por su independencia de las condiciones ambientales (los parques eólicos se ubican normalmente en ambientes de climatología extrema). Adecuación a Reglamento (señalización, distancias...) Enclavamientos seguridad Transformadores de Aerogenerador. En general los transformadores de interior del aerogenerador son de tipo seco, con aislamiento en resina epoxi y ventilación tipo AN. Potencia. Superior a la nominal del aerogenerador. Se debe tener en cuenta la altitud, a efectos de aislamiento y refrigeración. Protecciones; Eléctricas: lado BT con interruptor automático, lado MT ruptofusible. Térmica, provoca apertura seccionadora carga. Mecánica: Envolvente que evite contactos con partes activas. Red de Tierras La red de tierras de un parque eólica consta básicamente de un conductor de unión de cable Cu sección 50 mm2. La malla de puesta a tierra del aerogenerador es conectada a este y asegure baja R (objetivo: menor de 2 ohmios). 60 Facultad de Ciencias Económicas y de Administración Centro de Posgrados Subestación Transformadora (SET) La subestación se encarga de interconectar la red de MT del parque con la red de alta tensión. Se compone de: Celdas de MT Transformador principal MT/AT Celdas o aparamenta de AT Embarrado de AT Equipos de medida Equipos de protección Equipos de comunicaciones Servicios auxiliares Las celdas de MT actúan como elemento de protección de cada una de las líneas de MT procedentes de los aerogeneradores. El diseño de la subestación de un parque eólico no difiere en esencia del de una subestación de distribución. Al igual que en estas, habitualmente el transformador de MT/AT dispone de un sistema de regulación en carga, que permite modificar en determinados momentos, y sin interrumpir el servicio, su relación de transformación, facilitando de esta manera el mantenimiento de la tensión en unos niveles aceptables para el sistema. El aparellaje en AT se instala normalmente a intemperie. El empleo de sistemas blindados o híbridos no es frecuente dado su mayor coste y la inexistencia de limitaciones de espacio en las subestaciones. La conexión de la subestación del parque eólico con la red de la compañía eléctrica puede realizarse de distintas formas según la potencia del parque y las características de la red. SCADA (Supervisory Control and Data Acquisition) La infraestructura de comunicaciones se realiza mediante cable de fibra óptica (multimodo o monomodo en función de las distancias). Interconecta los aerogeneradores así como la torre meteorológica con el SCADA. El cable de fibra óptica presenta las siguientes ventajas: Gran ancho de banda, que permite la transmisión de un volumen de datos superior Gran velocidad de transmisión (10 Mbits/sg). Fácil detección de averías Fácil adición de nuevos canales Inmunidad ante la interferencia de campos magnéticos y radiación nuclear. En cualquier caso se deberá definir el esquema de conexión entre aerogeneradores, que no tiene por que ser idéntico al esquema de conexión eléctrico. El parque eólico instalará y mantendrá un enlace de comunicación entre sus instalaciones y UTE (DNC), que garantice los soportes de teledisparo y telecontrol y que cumplirá la normativa vigente sobre condiciones técnicas de equipos de comunicación y telecontrol. El soporte para el telecontrol, será capaz de gestionar de forma compatible con los de UTE. Adicionalmente a los equipos esenciales para el funcionamiento del parque eólico, es importante contar con anemómetros permanentes. Estos equipos permiten comprobar el buen funcionamiento del parque y la adecuación del mismo a los resultados previstos en el plan de negocio. Como complemento, el parque cuenta con un SCADA que recopila, en tiempo real, los principales parámetros operativos: viento, producciones individuales, prealarmas, niveles de tensión, etc. y todo ello orientado a asegurar la correcta operación del parque, averiguar 61 Facultad de Ciencias Económicas y de Administración Centro de Posgrados posibles causas de desviación, permitir la realización de cálculos relacionados con los parámetros de garantía. Se instalará una torre anemométrica, con el objeto de evaluar el recurso eólico del parque para comprobar la curva de potencia de los aerogeneradores así como para obtener los datos necesarios para el control del parque vía SCADA. La potencia en funcionamiento de cada turbina esta determinada por la curva de potencia medida y por la producción energética media anual estimada (AEP). La curva de potencia medida se determina mediante las velocidades de viento y de producción energética medidas en el ensayo, durante un tiempo suficiente para obtener una estabilidad estadística relevante y durante condiciones climatológicas variables. La torre de medición debe cumplir las normativas según la norma IEC61400-12-1. La torre de parque tendrá una altura de 100 m (igual que la altura de buje de los aerogeneradores escogidos) y contara con 5 niveles de medición a 20, 40, 60, 80 y 100 metros de altura. La torre dispondrá de un anemómetro y una veleta cada nivel. También se incluye un termómetro en el nivel superior. 62