Presentación de PowerPoint - Cámara de Industrias del Uruguay

Estimación del beneficio económico de
consumidores que instalen generación eólica
en sus propios predios en el marco de los
decretos 158/012 y 433/012
Montevideo, Uruguay
22 de mayo de 2013
Unidades de análisis
Consumidores de energía eléctrica de las
categorías tarifarias GC2, GC3, GC4 y GC5
2
Hipótesis más relevantes del análisis
•
•
•
•
Moneda de referencia: dólar estadounidense
Tipo de cambio utilizado: 1 US$ = $ 19,82
Tipo de cambio nominal constante
Tasa de inflación internacional anual = 2,78 %
3
Hipótesis más relevantes del análisis
• Potencia unitaria del aerogenerador de
referencia = 1,8 MW
• Factor de planta mensual = 35 %, uniforme
durante todo el año
• Vida útil del proyecto = 20 años
• Valor residual al final nulo
4
Hipótesis más relevantes del análisis
N° aerogeneradores
instalados
Costo de inversión (US$
2013/kW)
1
2.400
2
2.352
3
2.328
4
2.304
5
2.280
Hipótesis más relevantes del análisis
N° aerogeneradores
instalados
Costo de O&M anual por
aerogenerador (US$ 2013)
1
65.000
2
60.000
3
55.000
4
53.000
5
52.000
Hipótesis más relevantes del análisis
• Conceptos amortizables = 84 %
• Costo de O&M se mantiene en dólares
constantes durante la vida útil del parque
• Se consideran los beneficios fiscales del
decreto N° 354/009 a los efectos del IRAE y los
del N° 2/12 en relación con el IVA y el IP
7
Hipótesis más relevantes del análisis
• Estructura de capital de la inversión: 30 %
fondos propios y 70 % endeudamiento
• Tasa de interés nominal anual en dólares = 6 %
• Plazo de amortización del préstamo = 15 años
con un año de gracia
8
Hipótesis más relevantes del análisis
CAD medio operativo_hidr media s/costo inversión UTE (US$
2013/MWh)
100,0
90,0
80,0
70,0
60,0
50,0
40,0
30,0
20,0
10,0
0,0
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033
9
Hipótesis más relevantes del análisis
• Inicio del proyecto: 01/01/2014
• Precio de venta de excedentes se mantiene en
dólares constantes
• Potencia contratada en cada tramo horario en
el año base: máximo de las potencias máximas
medidas en el tramo correspondiente,
cumpliendo las condiciones de contratación
de potencia de UTE
10
Hipótesis más relevantes del análisis
• Precio medio de la energía del pliego tarifario
de UTE de cada categoría tarifaria evoluciona
en términos porcentuales igual que la
evolución del CAD medio operativo en
hidraulicidad media
• Estructura de cargos de energía por tramo
horario constante
11
Hipótesis más relevantes del análisis
Período
Tasa de crecimiento promedio
acumulativa anual del consumo (%)
2013 - 2017
3
2018 - 2022
2,5
2023 - 2027
2
2028 - 2033
1,5
12
Precio de la energía demandada al
sistema
•
•
•
•
Cargo por energía
Cargo por potencia contratada
Cargo fijo mensual
Cargo de transición total
13
Precio de la energía demandada al
sistema
• Cargo por energía = CAD medio * Factor de
pérdidas técnicas del nivel de tensión
• Cargo por potencia = cargo del pliego tarifario
• Cargo fijo = cargo del pliego tarifario
14
Precio de la energía demandada al
sistema
El cargo de transición total se calcula de manera
que el monto total mensual que el consumidor
pagaría por la compra de energía eléctrica en
caso de generación nula, sea igual en
condiciones promedio, al que resulta de aplicar
la tarifa Grandes Consumidores correspondiente
15
Precio de la energía demandada al
sistema
• Costo de transición total = costo de transición
unitario * (1,3 * potencia contratada punta + 1
* potencia contratada llano + 0,45 * potencia
contratada valle)
16
Precio de la energía demandada al
sistema
Costo de transición unitario ct= constante *
(precio medio de la energía de pliego UTE ct –
CAD medio * FP)
ct = categoría tarifaria
Constante = 730 * (1/(1,3 + 1 + 0,45)) * Factor
utilización ct
17
Precio de la energía entregada al sistema
Precio más bajo de las ofertas adjudicadas en el
último procedimiento competitivo de compra de
energía de fuente eólica* FP
Categoría tarifaria
Precio venta (US$ 2013/MWh)
GC2
70
GC3
68,2
GC4
68,2
GC5
67,4
18
Variable objetivo
Beneficio = (costo consumo UTE sin decreto –
costo consumo UTE con decreto) + ingreso por
venta de excedentes – costo de generación de la
energía eléctrica con el parque eólico
19
Roles del nuevo actor
Consumidor energía UTE
Consumidor de energía autogenerada
Vendedor de excedentes
20
Beneficio como consumidor de energía de
UTE
B = Consumo de energía de UTE * (precio medio
de la energía de pliego UTE – CAD medio * FP) –
Costo de Transición
21
Beneficio como consumidor de energía
autogenerada
B = Consumo de energía autogenerada * (precio
medio de la energía de pliego UTE – costo de
generación de energía consumida)
22
Beneficio como vendedor de excedentes a
UTE
B = Excedentes energéticos* (precio de venta del
excedente – costo de generación del excedente)
23
Metodología del análisis
El costo de oportunidad generado por la mayor demora
en la implementación de los proyectos con potencia
instalada mayor a 10 MW, debido a las autorizaciones
ambientales requeridas, con respecto a los de potencia
menor, implica que para la escala de consumidores
analizados en este estudio, el rango óptimo de potencia
a instalar sea entre 1,8 MW y 9 MW, o sea una cantidad
de aerogeneradores a instalar entre 1 y 5
24
Metodología del análisis
Se calculó la TIR de cada consumidor asumiendo
que se adhiere al marco normativo, agrupados
por categoría tarifaria
Se analizó la correlación de la TIR con las
diferentes variables involucradas en el análisis
25
Metodología del análisis
Variables con mayor correlación positiva con la
TIR:
• Factor de utilización anual del consumidor =
relación entre la energía consumida anual y la
potencia máxima medida en el año
• Precio medio de la energía pagado a UTE
durante la vida útil del proyecto
26
Metodología del análisis
Se analizó para cada categoría tarifaria el
beneficio económico de ciertos casos de
referencia según los valores de las variables de
mayor correlación con la TIR
27
Metodología del análisis
En el caso de las categorías GC2 y GC3 se
construyeron dos grupos de consumidores: uno
caracterizado por valores del factor de
utilización y del precio medio de la energía
mayores que el promedio de la categoría, y otro
con valores menores al promedio
28
Metodología del análisis
En el caso de las categorías GC4 y GC5 debido a
la poca cantidad de consumidores que las
integran y a la gran dispersión del
comportamiento del consumo de los mismos, se
analizó la viabilidad económica de los diferentes
casos reales
29
Resultados del análisis: GC2
Factor de utilización promedio = 52,9 %
Precio medio de largo plazo de la energía
demandada a UTE promedio = US$/MWh 101,2
30
Resultados del análisis: GC2
Comportamiento promedio del caso más
favorable:
• Consumo en el año base = 3.503.607 kWh
• Potencias contratadas en el año base:
Pp = 665 kW / Pll = 681 kW / Pv = 681 kW
• Potencia instalada = 9.000 kW
31
Resultados del análisis: GC2
TIR = tasa interna de retorno nominal anual en dólares
después de impuestos
Costo de inversión (US$ 2013 /kW)
TIR (%)
2.280
12,3
2.166
13,9
2.052
15,8
32
Resultados del análisis: GC3
Factor de utilización promedio = 52,6 %
Precio medio de largo plazo de la energía
demandada a UTE promedio = US$/MWh 95,7
33
Resultados del análisis: GC3
Comportamiento promedio del caso más
favorable:
• Consumo en el año base = 15.163.585 kWh
• Potencias contratadas en el año base:
Pp = 2.680 kW / Pll = 2.785 kW / Pv = 2.785 kW
• Potencia instalada = 9.000 kW
34
Resultados del análisis: GC3
Costo de inversión (US$ 2013 /kW)
TIR (%)
2.280
9,4
2.166
10,7
2.052
12,2
35
Resultados del análisis: GC4
Caso más favorable: FU = 75,1 % y Precio medio
= US$/MWh 92,59
Potencia instalada = 1.800 kW
36
Resultados del análisis: GC4
Costo de inversión (US$ 2013 /kW)
TIR (%)
2.400
9,3
2.280
10,6
2.160
11,9
37
Resultados del análisis: GC5
Casos favorables con potencia instalada = 1.800
kW, ordenados por conveniencia económica:
• FU = 98,8 % y Precio med. = US$/MWh 88,4
• FU = 95,8 % y Precio med. = US$/MWh 87,7
• FU = 88,6 % y Precio med. = US$/MWh 88,3
38
Resultados del análisis: GC5
FU = 88,6 % y Precio med. = US$/MWh 88,3
Costo de inversión (US$ 2013 /kW)
TIR (%)
2.400
20,4
2.280
22,3
2.160
24,4
39
Factores críticos de la conveniencia
económica del proyecto
•
•
•
•
Factor de planta del predio
Costo de inversión del parque eólico
Factor de utilización en el consumo
Precio medio de la energía consumida del
sistema
40
Factores críticos de la conveniencia
económica del proyecto
• Rentabilidad de proyectos alternativos en la
industria
• Percepción de riesgos del negocio
41
Muchas gracias por su
atención
42