ESTUDIO DE VIABILIDAD TÉCNICO-ECONÓMICA

ESTUDIO DE VIABILIDAD TÉCNICO-ECONÓMICA
DE UN PARQUE EÓLICO DE 40MW DE POTENCIA
MEMORIA
Autor:
JUAN MANUEL MOLINA MEDINA
Director:
MIGUEL VILLARRUBIA
Convocatoria: EXTRAORDINARIA PRIMAVERA 2012
Màster Interuniversitari UB-UPC
d’Enginyeria en Energia
Estudio de viabilidad Técnico Económico de un parque eólico de 40MW
a Aitana,
Juan Manuel Molina Medina
2
Abril 2012
Estudio de viabilidad Técnico Económico de un parque eólico de 40MW
Máster Interuniversitario UB-UPC de Ingeniería en Energía
Solicitud de aceptación de presentación del Proyecto Final de
Máster y Solicitud de defensa pública
Alumno:
DNI:
Juan Manuel Molina Medina
74639807T
Título:
Estudio de Viabilidad Técnico-Económica de un parque eólico
de 40MW de potencia
Director:
Dr. Miguel Villarrubia
Aceptación de la presentación del proyecto:
Confirmo la aceptación de la presentación del Proyecto Final de Máster.
Hago constar,
Apellidos, nombre (director del Proyecto) Villarrubia, Miguel
Solicito:
La defensa pública de mi Proyecto Final de Máster.
Hago constar,
Apellidos, nombre (alumno) Molina Medina, Juan Manuel
Barcelona, 02 de Abril de 2010
Juan Manuel Molina Medina
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Estudio de viabilidad Técnico Económico de un parque eólico de 40MW
INDICE
1.- INTRODUCCION
1.1.-Breve reseña histórica: Orígenes y evolución de explotación de recursos eólicos
6
1.2.-Situación actual de la energía eólica mundial. Potencia instalada
7
1.3.-Estado del arte de la tecnología
10
1.4.-El mercado de la energía Eólica en España
12
1.5.-Principales promotores de proyectos eólicos
18
2.-MEMORIA JUSTIFICATIVA
19
2.1.-Objetivos principales del proyecto
20
2.2.-Método de desarrollo y análisis
21
3.-MEMORIA DESCRIPTIVA
24
3.1.-Datos de partida y acotación del análisis a realizar
25
3.2.-Localización del parque
27
3.3.-Caracterización de las condiciones de viento
30
3.4.-Selección y caracterización de los aerogeneradores más comunes
35
3.5.-Calculo de la energía producida
39
3.6.-Diseño del parque: tipo y número de aerogeneradores
44
3.7.-Costes de inversión
47
3.8.-Costes de producción (explotación y financiación)
49
3.9.-Viabilidad económica del proyecto
56
3.10.-Análisis de sensibilidad de la viabilidad
60
4.-CONCLUSIONES
65
5.-REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
66
Juan Manuel Molina Medina
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Estudio de viabilidad Técnico Económico de un parque eólico de 40MW
INTRODUCCIÓN
1.1.-Breve reseña histórica: Orígenes y evolución de la explotación de los recursos eólicos
1.2.-Situación actual de la energía eólica mundial. Potencia instalada
1.3.-Estado del arte de la tecnología
1.4.-El mercado de la energía Eólica en España
1.5.-Principales promotores de proyectos eólicos
Juan Manuel Molina Medina
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1.1.-Breve reseña histórica: Orígenes y evolución de la explotación de los
recursos eólicos
Conjuntamente con la energía térmica, la eólica es una de las más antiguas. Ya Cervantes
lo escribía de este modo:
“La ventura va guiando nuestras cosas mejor de lo que acertáramos á desear; porque ves
allí, amigo Sancho Panza, donde se descubren treinta ó pocos mas desaforados gigantes
con quien pienso hacer batalla y quitarles á todos las vidas (...). -Mire vuestra merced,
respondió Sancho, que aquellos que allí se parecen no son gigantes, sino molinos de
viento, y lo que en ellos parecen brazos son las aspas que, volteadas del viento, hacen
andar la piedra del molino.”
Su origen esta es el sol, como para el resto de las energías renovables. El viento movía
desde hace muchos años los grandes barcos de vela impulsando sus velas. Grandes
maquinarias convertían en energía mecánica el viento que movía sus aspas.
Las primeras referencias escritas
Se tienen referencias escritas del siglo I acerca de molinos de viento utilizados en el
funcionamiento de órganos. Pero es en el siglo VII cuando se construyen los primeros
molinos de viento en Afganistán con la finalidad de moler trigo y extraer agua. Se trataba
de molinos de eje vertical y con 6u 8 aspas rectangulares de tela.
En Europa se hizo frecuente su uso a partir del siglo XII, cuando grandes estructuras de
madera que giraban alrededor de un eje. Fue a partir del siglo XIV cuando se construyó el
primer molino de torre en Francia. A partir de ahí se extendió su uso por toda Europa para
moler trigo. Famosos han sido los molinos en Holanda y que decir los aun existentes en las
llanuras manchegas.
Molinos de bombeo
Los molinos para el bombeo del agua fueron importantes en el desarrollo de la
infraestructura ferroviaria en Estados Unidos, ya que permitía abastecer los consumos de
agua de las primeras locomotoras a vapor. Se trataba de estructuras metálicas con
múltiples palas y que funcionaban con regímenes bajos de viento, adaptándose de ese
modo bien a cualquier tipo de localización.
Imagen 1
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1.2.-Situación actual de la energía eólica mundial. Potencia instalada
Durante el año 2009 se superó nuevamente el record de potencia instalada en un año con
37.466 nuevos MW. Dos años antes, en 2007, y a pesar de haberse batido un nuevo record
respecto a 2006, no llegó a instalarse ni la mitad que en el histórico 2009.
Este último año, sin embargo se ha roto ese crecimiento en la tendencia. La coyuntura
económica mundial ha pasado factura al sector en 2010.
Gráfico 1. Potencia nueva que se ha instalado cada año
Fuente GWEC, EWEA y AEE
Estos son datos de Global Wind Energy Council (GWEC) que cifra ya en más de 200.000
MW la potencia eólica instalada a nivel mundial. Implica un crecimiento del 21% respecto
en año anterior y se convierte en el primer año de bajada tras seis años consecutivos en el
que este porcentaje se incrementaba.
Gráfico 2. Potencia instalada acumulada y Tasa de variación
Juan Manuel Molina Medina
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Fuente GWEC, EWEA y AEE
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Estudio de viabilidad Técnico Económico de un parque eólico de 40MW
Por regiones, las tasas de variación de potencia total instalada nos muestran que en valor
absoluto, Norteamérica y Asia ya instalan más potencia anual que Europa, y a pesar de que
sus carreras en eólica empezaron prácticamente en 2005, sus tasas de crecimiento rondan
el 39% y 60% respectivamente. En 2010 Asia ha tenido una tasa de crecimiento del 50%
mientras que Europa y Norte América están en torno al 15%.
Gráfico 3. Potencia acumulada por regiones y Tasas de variación Fuente GWEC, EWEA y AEE
Podemos ver cómo ha variado el reparto porcentual de la potencia instalada acumulada a
nivel mundial entre 2009 y 2010
Gráfico 4. Reparto porcentual de potencia mundial instalada 2009-10. Fuente GWEC, EWEA y AEE
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Se recortó el pastel de Europa de un 54,53% a un 48,23% en 2009. En 2010 este recorte
continúa, quedando Europa con un 43% al ganar Asia puntos hasta 30%. Este último
continente destaca por pasar de haber instalado 14.000 MW en 2009 a más de 19.000 MW
en 2010. Europa instala 10.000 y 9.000 MW respectivamente en 2009 y 2010.
Chica, que en 2009 desbancó a España de su tercera posición en el ranking de potencia
instalada instalando un total de 13.000 MW, se convierte desde 2010 en la primera
potencia mundial en energía eólica instalada. En segunda posición esta EEUU que superó
en 2.000 MW a Alemania en 2008.
De hecho, China ha instalado en 2010 tan solo 4.000 MW menos que España en toda su
carrera eólica.
Gráfico 5. Potencia instalada (MW) por años y países. Ranking acumulado. Fte. GWEC,EWEA y AEE
España fue el tercer país con mayor potencia instalada en 2009 con 2.500 MW, pero muy
alejado de las primeras posiciones (China 13.000 MW y EEUU 10.000 MW).
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1.3.-Estado del arte de la tecnología
El ritmo con el que aumenta la tecnología de generación de energía es vertiginoso. La
altura de los aerogeneradores actuales se ha incrementado y la potencia media por unidad
está actualmente rozando los 2MW. En la gráfica vemos como ha variado esta potencia
promedio instalada.
Gráfico 6. Potencia promedio por aerogenerador desde 1997
Fuente AEE
Hasta el año 2004 la meda de potencia instalada por aerogenerador era inferior a 1MW. Si
vemos el número de maquinas instaladas por año en España y la potencia de las mismas,
podemos apreciar cómo, a pesar de que el número de aerogeneradores que se instalan en
los últimos años no supera los niveles de 2002, la potencia acumulada total es mucho
mayor.
En 2010 el 76% de los aerogeneradores que se instalaron en España superan los 2MW de
potencia.
Juan Manuel Molina Medina
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Gráfico 7. Número de aerogeneradores instalados y Potencia anual acumulada Fuente AEE
Entre los principales fabricantes a nivel mundial, destaca VESTAS con casi el 50% de
potencia instalada más que el segundo clasificado, SINOVEL.
Gráfico 8. Principales fabricantes: Potencia instalada y acumulada 2010 Fuente BTC Consult AP5
Gamesa acumula al cierre de 2010 un total de 21.812 MW que supone un incremento de un
6,6% respecto al año anterior.
Westas, GE Wind, Enercon y Gamesa acumulan el 55% de la potencia mundial instalada.
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1.4.-El mercado de la energía Eólica en España
La aportación total de los parques eólicos instalados en España durante todo el 2010 llegó
al 14% de la energía total consumida. Algunos de los hitos alcanzados sorprenden, como la
punta de 54,47% del suministro durante 1 hora, o el 44,9% durante todo un día. Esto
confirma la energía eólica como la tercera en aportación al sistema energético español por
detrás de las centrales de ciclo combinado y las nucleares.
Hay sin embargo algunas metas a conseguir durante los próximos años, como son el evitar
recortes en la aportación en horas valle, debido a se ha de contar con un mínimo de
producción térmica, la interconexión de muy alta tensión con Francia que nos abriría las
puertas a la exportación de ese sobrante energético y la implantación del vehículo eléctrico
que evitaría la existencia de periodos durante el día con bajo consumo.
En cuanto a potencia eléctrica instalada, la eólica se sitúa ya en segunda posición por
detrás del Ciclo Combinado. Veamos este mix de potencia instalada donde el 50% de la
potencia instalada proviene de fuentes renovables (eólica 20%, hidráulica 16% y resto de
energías de régimen especial 13,6%)
Gráfico 9. Reparto de potencia instalada en España
Juan Manuel Molina Medina
Fuente REE y AEE
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Las variaciones respecto al año anterior 2009 son significativas en eólica que disminuye su
potencia instalada respecto al ciclo combinado. Esta es la única que registra aumento en
2010. Ninguna otra fuente tiene variación significativa.
Gráfico 10. Potencia nueva instalada en 2010 en España
Fuente REE y AEE
En la grafica 11 podemos ver una composición de la potencia total instalada en cada fuente
de energía y los incrementos que han experimentado desde 2006. Vemos que las únicas
fuentes que aumentan son la eólica, solar y las centrales de ciclo combinado.
La energía proveniente de las centrales térmicas de fuel/gas mantiene su potencia instalada
y el resto de fuentes energéticas de Régimen especial siguen aumentado pero a un ritmo
menor que en el caso de la eólica.
Gráfico 11. Potencia instalada por tipo de energía desde 2005 en España
Juan Manuel Molina Medina
13
Fuente REE y AEE
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Veamos cómo han influido los planes de compra de energía eólica en la potencia total
instalada.
Gráfico 12. Potencia eólica instalada bajos los distintos planes de fomento
Fuente REE y AEE
El fomento de las energías renovables se hace por medio de Regímenes Especiales
de compra energética producida. En el caso de la energía eólica el precio de compra es el
más bajo, al ser una tecnología madura y con mayor rentabilidad. Conforme se van
evolucionando el resto de fuentes energéticas los planes de gobiernos dejan de primar su
compra. Todos estos regímenes de compra de renovables repercuten negativamente en el
precio final del KWh consumido en los hogares y empresas pero es totalmente necesario el
incentivo para el desarrollo de la tecnología.
Gráfico 13.
Potencia eólica instalada
por comunidad.
Incremento en 2010
Fuente AEE
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Castilla León en 2010, con 917 MW, instaló el 60% de la total del estado Español.
Contrasta con el incremento nulo de comunidades como Baleares, La Rioja, Cantabria y
Comunidad Valenciana.
La cobertura de la demanda peninsular por tecnologías durante 20010 se representa en la
gráfica 14.
Gráfica 14: Cobertura de la demanda peninsular por tecnologías
Fuente REE y AEE
En comparación con el resto de las fuentes energéticas, podemos ver en la gráfica 15 que el
bloque de renovables está creciendo año tras año en el conjunto del estado en decremento
del share de la energía producida por medio de centrales de Ciclo Combinado.
Juan Manuel Molina Medina
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Estudio de viabilidad Técnico Económico de un parque eólico de 40MW
Gráfica 15: Energía generada por tecnologías
Fuente REE y AEE
La energía eólica producida por eólica en 1998 en España no llegaba a los 1.000 GWh. En
2010 se alcanzaron los 44.000 GWh, que en comparación con los 80.000 GWh de ciclo
combinado es un ratio bastante importante.
Gráfica 16:
Mix de generación por fuentes
renovables en 20010
Fuente CNE y REE
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Estudio de viabilidad Técnico Económico de un parque eólico de 40MW
Si vemos el ratio de energía producida por los parques eólicos españoles, en comparación
en el resto del mix energético renovable, vemos que asciende a un 72%.
Por último veamos cual ha sido la producción real de energía de todos los parques eólicos
del país. La progresión ha sido prácticamente lineal desde 2004, llegando a una producción
que en 2010 se espera supere los 42.000 GWh.
Gráfica 17: Generación del parque eólico español y grado de cobertura en 2010
Juan Manuel Molina Medina
17
Fuente AEE
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1.5.-Principales promotores de proyectos eólicos
El 45% de la potencia eólica instalada en España pertenece a dos únicas sociedades:
Iberdrola Renovables, con un 25,50% y Acciona Energía con el 20,87%.
Existen cientos de sociedades empresariales que poseen potencia eólica instalada pero el
50% de la misma está en manos de tan solo 3 de ellas: Iberdrola Renovables, EDPR y
Vapat.
Veamos este reparto por sociedades propietarias de la potencia eólica instalada acumulada
a finales del año 2010
Gráfica 18: Reparto por sociedades propietarias de la potencia eólica instalada acumulada en el
año 2009
Fuente AEE
Juan Manuel Molina Medina
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MEMORIA JUSTIFICATIVA
2.1.-Objetivos principales del proyecto
2.2.-Método de desarrollo y análisis
Juan Manuel Molina Medina
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2.1.-Objetivos principales del proyecto
Dentro del programa del Máster de Ingeniería en Energía se han abordado de un modo
generalista el estado del arte y las principales tecnologías asociadas a las principales
fuentes de energía actuales; haciendo hincapié en los métodos de producción y en el
análisis de las repercusiones socio-económicas asociadas a cada una de ellas.
En este proyecto fin de Máster intentaré, de un modo didáctico educativo, profundizar en el
análisis de unas de las principales fuentes de energía renovable: la eólica.
Y dentro de las distintas variantes de generación energética que hay en el campo de la
eólica, se ha seleccionado una de las más comunes e implantadas en el mundo: el parque
con generadores eólicos terrestres.
Se ha definido de partida una energía instalada de 40MW, que viene a ser un tamaño
medio y bastante común entre los construidos en nuestro país.
La caracterización del viento es una de las partes más importantes de un proyecto eólico,
por lo que dedicaré parte del tiempo a seleccionar un modelo de viento estándar de los que
pueden permitir que el proyecto sea viable. Haré una búsqueda de los principales
parámetros de los modelos de aerogenerador existentes en los parques eólicos ya
implantados.
Trabajaré el cálculo matemático de la energía producida por varios modelos de
aerogenerador, intentando hacer una selección justificada de entre los más comunes del
mercado. Sin olvidar incluir criterios económicos en cada una de las decisiones que tome.
Una vez seleccionados los modelos, buscaré información sobre las posibles disposiciones
de los aerogeneradores dentro del parque eólico.
La distancia de interconexión a la red de alta tensión queda definida una vez que se fija el
emplazamiento del parque, y este no es un dato que se puede seleccionar al azar en un
proyecto real. Como no se pretende que el proyecto sea de implantación real, buscaré una
ubicación con potencial definido por el mapa eólico genérico del estado español.
Investigaré cuales son los desgloses económicos de algunos parques eólicos para poder
describir una memoria económica propia y fundada de mi parque en estudio. Desglosaré
los distintos componentes que integran el sistema y cada uno de ellos será valorado
individualmente.
Sin duda alguna que el análisis de la viabilidad del proyecto centrará gran parte de los
esfuerzos. No olvidemos que esta tecnología debe ser sostenible y rentable en el marco
actual de subvención energética estatal.
Por último y en vista de que muchos proyectos eólicos rozan el límite de viabilidad, haré
un estudio de sensibilidad de los factores principales que la determinan dicha viabilidad:
los tipos de interés aplicados a las financiaciones que re realizan en el proyecto, que son un
reflejo de la situación económica del país; las características del viento, para lo que
tomaremos la velocidad media anual; y el % de horas efectivas de funcionamiento del
parque que nos caracterizan la fiabilidad técnica del sistema y la disponibilidad del recurso
eólico.
Juan Manuel Molina Medina
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2.2.-Método de desarrollo y análisis
Veamos a grandes rasgos el método a seguir para analizar y desarrollar los principales
objetivos del proyecto planteados en el apartado anterior.
Caracterización energética del viento: Potencial eólico
Existe una expresión matemática, obtenida a lo largo de los años, a partir de datos
empíricos de diferentes estudios de implantación de parques eólicos. Se trata de la ley de
distribución de Weibull de la velocidad del viento.
Se ha comprobado que la velocidad del viento sigue aproximadamente una densidad de
distribución de este tipo:
Densidad de probabilidad Weibull p(v)
0,12
0,1
0,08
0,06
0,04
0,02
0
0
5
k=
10
15
c=
2
20
25
8
Gráfico 19: Representación de la distribución de Weibull para c=8 y k=2
p(v) =
𝑘
𝑐
v k−1
(c)
𝑣 𝑘
𝑒 −(𝑐)
Expresión 1
Expresión matemática de la ley de distribución de Weibul de la velocidad del viento
v
p(v)
c
k
velocidad del viento (m/s)
función densidad de probabilidad de Weibull
factor de escala(m/s), valor que suele ser próximo a la velocidad media
factor de forma que caracteriza la asimetría o sesgo de la función probabilidad
Esta distribución está caracterizada por los parámetro c y k. Es decir, teniendo esos
parámetros de forma y escala podemos obtener una distribución de velocidad del viento
que se ajustará bien a los datos empíricos.
Juan Manuel Molina Medina
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En los casos reales, los cálculos van en el sentido contrario:
1.- Primero se obtienen una serie de mediciones de velocidades de viento durante
uno o varios años en una posición geográfica concreta y una altura específica.
2.- A partir de esas medidas se obtiene una distribución de velocidades de viento y
un número de horas anuales para cada valor. Normalmente se organizan en
intervalos de 1m/s.
3.- Se puede ahora con esta tabla calcular la velocidad media ponderada con las
frecuencias relativas de cada velocidad a lo largo del año.
4.- Se calcula también la desviación típica  de los datos obtenidos.
5.- Conjuntamente con la velocidad media <v>, y usando algunas expresiones
matemáticas se pueden saber los parámetros k y c de la distribución de Weibull que
mejor se ajusta a los datos empíricos.
Para el cálculo del proyecto podemos partir de algún conjunto de valores reales de
prospecciones eólicas que encontremos en la web (velocidad, aa/mm/dd/hh/mm) a partir
del cual poder calcular los parámetros de la distribución de Weibul que se adapta mejor.
Como se comprueba que casan bien con estas formulas empíricas trabajaremos con tablas
de valores generadas a partir de las misma expresiones
El siguiente paso será encontrar fichas técnicas de algunos de los aerogeneradores más
comunes y utilizados en las que veremos la famosa curva de potencia de cada uno de ellos.
Se trata de una relación que proporciona el fabricante entre la potencia generada para cada
velocidad a la altura del buje.
Multiplicaremos las frecuencias relativas de velocidad de viento por la potencia generada
en base a cada velocidad, pudiendo de ese modo conseguir un valor de potencia eléctrica
generada.
A pesar de que existen problemas de fiabilidad en algunos aparatos y en otros no, cada
aerogenerador tendrá un comportamiento similar en nuestros cálculos teóricos.
Compararemos los resultados obtenidos de energía generada para varios modelos
comerciales comunes.
En cuanto a la parte económica del proyecto, serán necesarias definir unas condiciones de
financiación del proyecto de parque eólico alineadas con la situación actual económica. De
los parámetros de intereses dependerá que tengamos o no un proyecto rentable.
Juan Manuel Molina Medina
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Estudio de viabilidad Técnico Económico de un parque eólico de 40MW
Será importante ver el desglose total de gastos del proyecto y el reparto entre:
-proyecto,
-material,
-obra civil,
-infraestructuras,
-instalación
-y puesta en marca.
Tendremos en cuenta también, para tener los movimientos contables de capital desglosados
en años, los costes de explotación del parque:
-operación y mantenimiento,
-alquiler de terrenos,
-gestión y administración,
-y seguros e impuestos
Con todos esos datos podemos calcular un coste de explotación y uno de producción, que
nos permitirán hacer algunos cálculos básicos de rentabilidad.
Veremos exactamente cuál es el payback del proyecto de una forma teórica y las
rentabilidades medias del proyecto.
Por último haremos un estudio de sensibilidad respecto de algunos parámetros importantes
del proyecto. Podremos comprobar cómo afectan los posibles errores de cálculo y
predicciones de características de viento en la viabilidad del proyecto.
Juan Manuel Molina Medina
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MEMORIA DESCRIPTIVA
3.1.-Datos de partida y acotación del análisis a realizar
3.2.-Localización del parque
3.3.-Caracterización de las condiciones de viento
3.4.-Selección y caracterización de los aerogeneradores más comunes
3.5.-Calculo de la energía producida
3.6.-Diseño del parque: tipo y número de aerogeneradores
3.7.-Costes de inversión
3.8.-Costes de producción (explotación y financiación)
3.9.-Viabilidad económica del proyecto
3.10.-Análisis de sensibilidad de la viabilidad
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Estudio de viabilidad Técnico Económico de un parque eólico de 40MW
3.1.- Datos de partida y acotación del análisis a realizar
Los datos de partida para el estudio del parque eólico serán los siguientes:
1.- Velocidad media del viento a 10m de altura <v>10= 6m/s y un factor k=2 dadas
las características del terreno que tenemos. Extrapolaremos las velocidades a la altura del
buje del aerogenerador seleccionado.
2.- Curvas de potencia de los 2 aerogeneradores más estándar del mercado.
Tendremos que investigar la tipología existente y seleccionar el que mejor convenga para
un parque de las dimensiones que queremos desarrollar (40MW).
3.- Para hacer el estudio de viabilidad consideraremos un interés financiero y una
tasa de inflación fijos para todos y cada uno de los años de estudio (20 años)
4.- Para los distintos componentes del parque eólico, la valoración de su
adquisición e instalación se hará en base a documentación de proyectos similares.
5.- Se establece que, dentro del plan de regulación de precios de energías
renovables, y en particular de la energía eólica, el precio de compra de la energía total
producida será en base a dos opciones de venta:
5A.- venta con Tarifa regulada de 2012 y por tanto un precio fijo de:
 8,1270 céntimos €/kW entregado a la red durante los 20 primeros años
 6,7921 céntimos €/kW entregado el resto de los años.
5B.- venta en el mercado organizado de la electricidad según tarifa 2012
 1,0142 céntimos €/kW de Prima de referencia
 9,4273 céntimos €/kW de Límite Máximo
 7,9103 céntimos €/kW de Límite Mínimo
(datos del Informe de Precios Energéticos Regulados de Enero 2012 apartado b.2)
Juan Manuel Molina Medina
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Abril 2012
Estudio de viabilidad Técnico Económico de un parque eólico de 40MW
6.- Así mismo, una vez establecido el coste del desarrollo del proyecto y la
construcción del mismo, se fijarán una serie de gastos de mantenimiento y explotación.
Conjuntamente con los gastos de amortización de la deuda pendiente y el reparto de
dividendos a los inversores y accionistas, se dibujará el plan de viabilidad del proyecto
acorde con el marco de intereses a fecha de Enero 2012 para financiaciones de este tipo de
proyectos.
7.- Para el estudio de sensibilidad del proyecto tomaremos las siguientes variables:
 Precio de venta del kW generado
 Tipo de interés de la financiación del proyecto
 Velocidad media anual del viento en el parque
 Disponibilidad del recurso energético/horas de funcionamiento medio del
parque
Juan Manuel Molina Medina
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Estudio de viabilidad Técnico Económico de un parque eólico de 40MW
3.2.-Localización del parque
Existe un mapa eólico de España a 80m de altura y para velocidades mayores de 6m/s.
Imagen 2
Intentando buscar un buen emplazamiento hay que tener en cuenta múltiples factores, pero
principalmente:
A.- calidad del viento: velocidad media anual alta con un reparto del histograma de
velocidades que permita disponer de vientos con velocidades medias anuales mayores de
5-6m/s como mínimo durante unas 2200 horas al año.
Se trata de unos datos de partida mínimos.
Juan Manuel Molina Medina
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Estudio de viabilidad Técnico Económico de un parque eólico de 40MW
B.- distancia de interconexión de alta tensión. Si toda la energía producida la hemos de
transportar a larga distancia hasta hacer la interconexión, las pérdidas pueden hacer que el
proyecto no sea rentable. No solo por las pérdidas de transporte eléctrico si no porque los
costes de instalación de ese tendido eléctrico sería elevado.
C.- orografía adecuada. Debe permitir la instalación de los distintos componentes del
parque sin excesivas complicaciones.
D.- precio de alquiler del m2 asumible. Además hay que tener en cuenta que si estamos
cercanos a núcleos urbanos, el precio por arrendamiento de terrenos puede multiplicarse.
Imagen 3
Juan Manuel Molina Medina
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Estudio de viabilidad Técnico Económico de un parque eólico de 40MW
Seleccionamos una localización en la provincia de Almería. Existen ya varios
parque eólicos instalados en la zona por lo que la distancia de interconexión es pequeña;
los terrenos no son caros al estar en un área no dedicada al cultivo y alejada de centro
urbanos.
En el siguiente mapa se representan las líneas eléctricas y subestaciones actuales y
las recogidas en los distintos planes de inversión del estado español. Como podemos
observar, en la zona Almería que hemos seleccionado ya existe desde 2007 una línea que
nos permite inyectar la energía generada a la red con una inversión razonable.
Imagen 4
Fuente REE y CNE. Elaboración AEE
Hay previstas incluso la creación de varias subestaciones por la zona. Son inversiones
contempladas en el plan 2008-2016.
Juan Manuel Molina Medina
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3.3.- Caracterización de las condiciones de viento
Para hacer una buena caracterización del recurso energético es necesaria una fuerte
inversión en prospección eólica en el emplazamiento potencialmente a seleccionar.
Partiremos de la expresión de la ley de distribución de Weibul.
p(v) =
𝑘
𝑐
v k−1
(c)
𝑣 𝑘
𝑒 −(𝑐)
Expresión 2
Expresión matemática de la ley de distribución de Weibul de la velocidad del viento
v
p(v)
c
k
velocidad del viento (m/s)
función densidad de probabilidad de Weibull
factor de escala(m/s), valor que suele ser próximo a la velocidad media
factor de forma que caracteriza la asimetría o sesgo de la función probabilidad
Al tratarse de una ley empírica y totalmente aceptada por los expertos, una forma de
generar un mapa de viento real sería el dar valores a la variable v con una velocidad media
de viento aceptable y usual en cualquier parque eólico de los que se están implantando hoy
en día por todo el mundo.
Este valor de velocidad media sería de 5,8 m/s a 10m de altura, que permite obtener
velocidades por encima de los 7m/s a la altura del buje.
Existe una expresión empírica que relaciona la velocidad media de un viento con las
diferentes alturas de medición. Por tanto, para esta velocidad de 6m/s de partida,
obtendremos varios valores en función de la altura de buje de los aerogeneradores que
consideremos en el estudio.
𝑣′
z′ α
= ( )
𝑣
z
v
v’
α
Expresión 3
velocidad del viento (m/s) a la altura z
velocidad del viento (m/s) a la altura z’
Parámetro relacionado directamente con la rugosidad del terreno.
Para cálculos de viento a largo plazo se ha determinado un valor de α de 1/7
Por usar un valor ejemplo en el primer cálculo, tomaremos el generador GAMESA G902.0MW que dispone de palas de 44m de longitud y una altura e buje de 100m. Será un
Juan Manuel Molina Medina
30
Abril 2012
Estudio de viabilidad Técnico Económico de un parque eólico de 40MW
valor bastante común para los generadores que potencialmente podamos seleccionar para
el estudio. La potencia media instalada mundial por aerogenerador esta en todo a los
1.900KW. Considerando que aquellos mayores de 2GW son en muchos casos aun
experimentales, se deduce que en su mayoría, los actualmente instalados son de esa
potencia nominal (2GW).
Con estos valores de alturas (10m y 100m) y la velocidad media de partida de 6m/s se
obtiene el siguiente resultado:
𝑣′
100 1/7
= (
)
5,8
10
→
v ′ = 8,07 m/s
Expresión 4
Esta será por tanto la velocidad media anual que caracterizará en gran medida nuestro
recurso energético.
Otro parámetro importante a definir en la ley de Weibull es k y c. El primero es un factor
de forma de la curva de densidad de probabilidad y el segundo es el factor de escala, muy
próximo en valor a la velocidad media.
La relación que existe entre c y <v> es la siguiente:
<𝑣>
1
= 𝛤 (1 + ) = 𝛤(1,5) = 0,886
𝑐
𝑘
Expresión 5
Donde la función 𝛤 tiene esta forma en función del parámetro k:
Imagen 5
Juan Manuel Molina Medina
31
Abril 2012
Estudio de viabilidad Técnico Económico de un parque eólico de 40MW
Es ahí donde vemos que para un valor de K=2, el valor de la función Gamma es algo
inferior a la unidad.
Por ello vamos a considerar de ahora en adelante los siguientes valores de k y c:
k
=2
que es un valor estándar para caracterizar el viento medio terrestre
c
= <v>/0,886 = 9,11m/s con valores de k próximos a 2
Hagamos algunas representaciones de la función de probabilidad de Weibull con estos
valores.
Densidad de probabilidad Weibull
p(v)
0.140
0.120
0.100
0.080
0.060
0.040
0.020
0.000
0
5
k=
10
15
c=
2
20
25
Imagen 6
9,11
Representemos también, para el mismo valor de k=2, las curvas que corresponden a
velocidades medias de 8 y de 10m/s respectivamente. De ese modo podemos ver de un
modo muy gráfico cómo se comporta esta ecuación de densidad de probabilidad.
Juan Manuel Molina Medina
32
Abril 2012
Estudio de viabilidad Técnico Económico de un parque eólico de 40MW
Imagen 7
Densidad de probabilidad Weibull p(v)
0,16
<v>=6 m/s
0,14
0,12
<v>=8 m/s
0,1
<v>=10 m/s
0,08
0,06
0,04
0,02
0
0
5
10
15
20
Esta ley empírica nos permite calcular, del total de las horas de un año, cuantas tendrán
vientos de una determinada velocidad.
De ese modo, con las 8.760 horas del año, iremos multiplicando por la probabilidad para
cada velocidad. Obtendremos un histograma de velocidades de este tipo:
v (m/s)
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
…..
Juan Manuel Molina Medina
p(v)
0,024
0,046
0,065
0,079
0,089
0,094
0,093
0,089
0,082
0,072
0,062
0,051
0,041
0,032
0,024
0,018
0,013
0,009
0,006
……..
Horas /año
208,4
402,0
567,8
695,9
780,5
820,4
818,5
780,9
715,9
632,8
540,6
447,1
358,5
278,9
210,8
154,8
110,6
76,8
51,9
..……
33
Abril 2012
25
Estudio de viabilidad Técnico Económico de un parque eólico de 40MW
Que representado en barras para valores enteros de la velocidad, queda de este modo:
Histograma de velocidades del viento (periodo anual 8760 h)
1,200
1,000
800
600
400
200
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25
Imagen 8
Donde podemos observar que habrá más de 800horas con velocidades comprendidas entre
5,5m/s y 6,5m/s y tan solo 6 horas con velocidades por encima de los 24m/s.
Es sencillo por tanto, calcular la producción energética de un aerogenerador dado, que
vendrá caracterizado por una cierta curva de potencia en función de la velocidad.
Juan Manuel Molina Medina
34
Abril 2012
Estudio de viabilidad Técnico Económico de un parque eólico de 40MW
3.4.- Selección y caracterización de aerogeneradores más comunes
En nuestro empeño por buscar una optimización de todos y cada uno de los componentes
del parque eólico, nos decantamos por los modelos de aerogeneradores de los 2 principales
fabricantes que comercializan sus productos en nuestro país:
GAMESA

Modelo G90-2.0 MW
VESTAS

Modelo V90-2.0 MW
GAMESA es una empresa nacional y VESTAS alemana, pero ambos fabricantes poseen
plantas de producción en España. Veamos donde se encuentran dichas plantas de
producción:
Imagen 9
Juan Manuel Molina Medina
35
Abril 2012
Estudio de viabilidad Técnico Económico de un parque eólico de 40MW
VESTA es una compañía alemana con 110 años de historia. GAMESA tiene su sede en
Madrid
Veamos ahora una comparativa de ambos modelos, que son los más comercializados en las
nuevas implantaciones de parques eólicos de España. Representemos la potencia vs v(m/s):
2000
Imagen 10
1800
1600
1400
1200
G90
1000
V90
800
600
400
200
0
4
6
8
10
12
14
16
18
v[m/s]
Estas son las curvas de potencia de ambos generadores que vamos utilizar en nuestro
estudio. Como vemos, son muy parecidas, arrancando ambas desde los 4m/s, ya que se
considera que con velocidades menores el beneficio no compensa el mayor gasto en
mantenimiento y aumento de fiabilidad.
Se trata de curvas obtenidas de las especificaciones técnicas aportadas por los fabricantes
en sus webs corporativas.
Existen otros muchos modelos en estas dos empresas y en otras muchas, pero he querido
trabajar con valores de cálculo que sean muy estándar.
Las posibles variaciones que presentan otros equipos de otros fabricantes las podremos
analizar en uno de los apartados del proyecto dedicado al análisis de sensibilidad de
valores iniciales, donde podremos hacer unas suposiciones de aumento o disminución de
producciones energéticas.
Centrándonos ya en estos dos modelos de aerogeneradores, vamos a ver algunas
características técnicas de los mismos. Las principales que determinan la idoneidad de un
aerogenerador vienen dadas por su curva de potencia pero la altura de buje, longitudes de
palas, peso de la góndola y el sistema de generación eléctrica que utiliza nos datos sobre el
coste de producción, la fiabilidad y el precio de la conversión y entrega de la energía a la
red.
Juan Manuel Molina Medina
36
Abril 2012
Estudio de viabilidad Técnico Económico de un parque eólico de 40MW
Imagen 11
Trabajaremos con la torre a 100m que suele ser la habitual en las instalaciones actuales.
Juan Manuel Molina Medina
37
Abril 2012
Estudio de viabilidad Técnico Económico de un parque eólico de 40MW
Imagen 12
Juan Manuel Molina Medina
38
Abril 2012
Estudio de viabilidad Técnico Económico de un parque eólico de 40MW
3.5.- Calculo de la energía producida
Uno de los objetivos principales del proyecto es estudias la viabilidad económica del
proyecto de un parque eólico de 40MW. Las inversiones son importantes y la venta de la
energía producida debe compensar los costes productivos que engloban los de explotación
y financiación.
Se han de estudiar en detalle todos y cada uno de los aspectos técnicos ya que la fiabilidad
del sistema total nos permitirá tener una disponibilidad del campo mayor.
En el supuesto de que tengamos una disponibilidad total, las horas de producción eléctrica
vienen marcadas por aquellas en los que los valores de la velocidad del viento sean
superiores a 3m/s. Es ese el rango de valores entre los cuales el aerogenerador entra en
funcionamiento.
Para cada valor de velocidad, la producción energética vendrá marcada por la relación
descrita en las curvas de potencia del fabricante.
Para el cálculo de la energía producida necesitamos esos 2 parámetros descritos:
A.- un histograma de velocidades que caracterizan el viento
B.- la relación velocidad / potencia del aerogenerador en cuestión
El histograma es el siguiente, descrito por la ley de Weibull con parámetros de k=2 y
c=9,11m/s, que recordemos era la velocidad media anual a la altura del buje de 100m.
Histograma de velocidades del viento (periodo anual 8760 h)
1,200
1,000
800
600
400
200
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25
Imagen 13
Juan Manuel Molina Medina
39
Abril 2012
Estudio de viabilidad Técnico Económico de un parque eólico de 40MW
Desde las velocidades superiores a 3m/s los aerogeneradores se pondrán en marcha.
Veamos por tanto una tabla donde representar las distintas generaciones eléctricas que se
producen en cada rango de velocidades.
La producción eléctrica total será la suma de todas y cada una de las aportaciones en cada
escalón.
v (m/s)
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
GAMESA G90
Potenca (kW)
0
0
21,3
84,9
197,3
363,8
594,9
900,8
1274,4
1633
1863
1960,4
1990,4
1997,9
1999,6
1999,9
2000
2000
2000
2000
2000
2000
2000
2000
2000
Horas año
248,5
475,9
664,4
800,9
879,6
901,0
871,9
803,0
707,4
598,0
486,2
381,0
288,1
210,4
148,5
101,4
67,0
42,9
26,6
16,0
9,3
5,2
2,9
1,5
0,8
Producción (kWh)
0,00
0,00
12093,77
59078,55
153994,04
298475,51
486931,60
703426,58
912360,36
1033392,49
1007137,80
876509,85
713518,67
557259,44
421470,64
309586,31
221103,81
153612,61
103862,39
68364,13
43818,19
27355,08
16636,67
9858,63
5693,18
G90
8.195.540
163.910.806
x20 aerogeneradores
Factor de carga
0,47
c
k
Juan Manuel Molina Medina
9,114
2
40
Tabla 1
Abril 2012
Estudio de viabilidad Técnico Económico de un parque eólico de 40MW
Se producirían en total 163.911 MWh con el aerogenerador de GAMESA G90 que hemos
descrito con anterioridad.
El factor de carga de 0,47 quiere decir que este aerogenerador produce la misma energía
que si trabajase al 100% de eficiencia durante el 47% del año. Consideramos el 100%
como los 2MW nominales.
Vamos a ver qué generación con el segundo aerogenerador en estudio, el VESTAS V90.
v (m/s)
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
VESTAS V90
Potenca (kW)
0
0
21,3
80
180
340
550
820
1130
1470
1785
1965
1990,4
1997,9
1999,6
1999,9
2000
2000
2000
2000
2000
2000
2000
2000
2000
Horas año
248,5
475,9
664,4
800,9
879,6
901,0
871,9
803,0
707,4
598,0
486,2
381,0
288,1
210,4
148,5
101,4
67,0
42,9
26,6
16,0
9,3
5,2
2,9
1,5
0,8
Producción (kWh)
0,00
0,00
12093,77
55668,83
140491,27
278949,07
450180,50
640330,59
808982,42
930243,08
964971,00
878566,55
713518,67
557259,44
421470,64
309586,31
221103,81
153612,61
103862,39
68364,13
43818,19
27355,08
16636,67
9858,63
5693,18
V90
7.812.617
156.252.337
x20 aerogeneradores
Factor de carga
0,45
c
k
Juan Manuel Molina Medina
9,114
2
41
Tabla 2
Abril 2012
Estudio de viabilidad Técnico Económico de un parque eólico de 40MW
Reducimos en este caso el factor de carga de 0,47 al 0,45, lo que se ve también reflejado en
que hay una producción menor de energía.
Las diferencias son sustanciales (en torno al 5%) por lo que es determinante para nuestro
estudio seleccionar el aerogenerador de GAMESA en lugar del VESTAS V90.
Pequeñas mejoras tecnológicas en cada uno de los modelos van consiguiendo esos
aumentos de energía producida. Como ejemplo podemos ver la comparación del modelo
G90 de GAMESA con el G87. LA curva ya indica que genera menos energía para cada
velocidad:
2000
1800
1600
1400
1200
G90
1000
G87
800
600
400
200
0
4
6
8
10
12
14
16
18
Imagen 14
En esta gráfica se comparan las curvas de potencia entregada en función de la velocidad
del viento para los dos modelos más estándar de GAMESA, el G90 y el G87.
Y las producciones del G87 son similares a las del VESTAS V90
Juan Manuel Molina Medina
42
Abril 2012
Estudio de viabilidad Técnico Económico de un parque eólico de 40MW
v (m/s)
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
GAMESA G90
Potenca (kW)
0
0
21,3
84,9
197,3
363,8
594,9
900,8
1274,4
1633
1863
1960,4
1990,4
1997,9
1999,6
1999,9
2000
2000
2000
2000
2000
2000
2000
2000
2000
Horas año
248,5
475,9
664,4
800,9
879,6
901,0
871,9
803,0
707,4
598,0
486,2
381,0
288,1
210,4
148,5
101,4
67,0
42,9
26,6
16,0
9,3
5,2
2,9
1,5
0,8
GAMESA G87
Potenca (kW)
0
0
21,3
80
180
340
550
830
1150
1500
1770
1920
1990,4
1997,9
1999,6
1999,9
2000
2000
2000
2000
2000
2000
2000
2000
2000
Producción (kWh)
0,00
0,00
12093,77
59078,55
153994,04
298475,51
486931,60
703426,58
912360,36
1033392,49
1007137,80
876509,85
713518,67
557259,44
421470,64
309586,31
221103,81
153612,61
103862,39
68364,13
43818,19
27355,08
16636,67
9858,63
5693,18
G90
8.195.540
163.910.806
x20 aerogeneradores
Horas año
248,5
475,9
664,4
800,9
879,6
901,0
871,9
803,0
707,4
598,0
486,2
381,0
288,1
210,4
148,5
101,4
67,0
42,9
26,6
16,0
9,3
5,2
2,9
1,5
0,8
Producción (kWh)
0,00
0,00
12093,77
55668,83
140491,27
278949,07
450180,50
648139,50
823300,70
949227,64
956862,00
858446,70
713518,67
557259,44
421470,64
309586,31
221103,81
153612,61
103862,39
68364,13
43818,19
27355,08
16636,67
9858,63
5693,18
G87
7.825.500
156.509.995
x20 aerogeneradores
Tabla 3a
El modelo G90 genera 7MWh más que el G87 en el periodo de un año.
Por último vemos que el factor de carga del modelo G87 es el mismo que elV90 de
VESTAS.
G90
8.195.540
163.910.806
x20 aerogeneradores
Factor de carga
G87
7.825.500
156.509.995
x20 aerogeneradores
0,47 Factor de carga
c
k
9,114
2
0,45
c
k
9,114
2
V90
7.812.617
156.252.337
x20 aerogeneradores
Factor de carga
0,45
c
k
9,114
2
Tabla 3b
Juan Manuel Molina Medina
43
Abril 2012
Estudio de viabilidad Técnico Económico de un parque eólico de 40MW
3.6.- Diseño del parque: tipo y número de aerogeneradores
De cara a hacer una buena elección de aerogeneradores, no solo es importante tener en
cuenta la producción anual del mismo si no el coste de la unidad y el de su instalación.
Al ser GAMESA una compañía nacional, con varios centros de producción de palas,
aerogeneradores y torres, los costes de transporte e instalación serán menores.
A parte, de los dos principales suministradores de este tipo de tecnología en España:
VESTAS y GAMESA, el modelo G90 de este último supera ligeramente al de VESTAS en
energía total producida para un mismo modelo de viento.
Vamos ahora a ver qué tipo de configuración sería necesaria realizar para optimizar el
espacio maximizando la energía total producida.
Es importante tener en cuenta la rugosidad del terreno a la hora de decidir la altura de
instalación de las góndolas.
En zonas donde no existan grandes obstáculos (irregularidades del terreno, vegetación,
montañas,..) es posible hacer una optimización de la altura de instalación. Es decir, para un
aerogenerador como el que hemos elegido, que tiene las siguientes características:
-longitud de las palas
44m,
-diámetro de barrido
90m,
Existen varias posibles configuraciones de instalación, en función de la altura que
queramos elegir para la torre:
Tabla 4
Vemos que la altura influye bastante en el peso final del aerogenerador y por tanto en el
precio de inversión.
Juan Manuel Molina Medina
44
Abril 2012
Estudio de viabilidad Técnico Económico de un parque eólico de 40MW
Como el terreno en nuestra ubicación es algo escarpado e irregular, os decantamos por una
de las instalaciones más comunes que consiste en situar el buje a una altura de 100m. Esto
nos permite tener menos influencia del tipo de terreno y ganar en velocidad media del
viento.
Con unos datos de partida de 5,8 m/s para la velocidad media anual del viento a 10m de
altura, obtendríamos una equivalencia a 100m de 8,07 m/s según lo calculado en la
expresión 2 del capítulo anterior, obtenida a partir de una fórmula matemática empírica que
relaciona las velocidades del viento a varias alturas:
𝑣′
100 1/7
= ( 10 )
5,8
→
v ′ = 8,07 m/s
Expresion 5
Como queremos hacer el estudio de implantación de un parque de 40MW, y los
aerogeneradores seleccionados tienen una potencia nominal de 2MW, serán necesarios un
total de 20 aparatos completos.
Imagen 15
La configuración del parque eólico es muy importante ya que se ha de optimizar el terreno.
No tanto por el precio del mismo si no porque las distancias de interconexión serán
mayores.
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Las ubicaciones de cada uno de los aerogeneradores no suelen adquirirse en propiedad, así
como los caminos necesarios para desplazarse entre unos y otros. Se opta por firmar un
contrato de arrendamiento y utilización de los recursos. Estos gastos se tendrán que tener
en cuenta en el estudio de viabilidad.
De ese modo, es más sencillo llegar a un acuerdo con los propietarios, y despojarse de
problemas en el caso en que se decida finalizar con la explotación del recurso eólico.
Todos y cada uno de los aerogeneradores han de estar interconexionados con una línea de
corriente que será la encargada de transportar la energía producida al punto de entrega o
enlace con la red eléctrica del operador que nos la compra. Normalmente este tipo de redes
a las que hemos de ir a enlazar son propiedad de a REE (Red Eléctrica Española), como
entidad encargada de la distribución y recogida de energía.
Viendo algunos ejemplos de configuraciones de parques eólicos encontrados en proyectos
ya implantados, concluimos en unas reglas básicas para el terreno en el que vamos a
implantar el parque eólico:
1. Debe presentar una baja rugosidad, y estar libre de obstáculos principalmente en las
direcciones predominantes del viento
2. Cada aerogenerador debe estar situado en un lugar alejado al menos de 500m de un
obstáculo. Se producen una serie de interferencias en el régimen laminar del viento
que puede hacer que se pierda hasta el 10% de la potencia eólica esperada.
3. Es necesario mantener unas distancias de separación de al menos 10 veces el
diámetro del aerogenerador en la dirección dominante del viento y de al menos 5 en
la perpendicular del mismo.
4. Las colinas donde se pueda instalar una unidad, pueden hacer un efecto acelerador
del viento siempre y cuando las pendientes sean suaves y con baja rugosidad.
5. La accesibilidad al parque ha de ser adecuada
6. Los emplazamientos óptimos están elevaciones suaves, cadenas montañosas,
llanuras elevadas, pasos entre montañas con grandes gradientes de presión, y en
general lugares cercanos a la costa o a grandes embalses para aprovechar el efecto
de las brisas. Estas brisas están compuestas de aire húmedo que tiene una densidad
mayor y por tanto un potencial eólico optimo.
La tensión de producción de los aerogeneradores es de 690 kV pero las de inyección de a
red son de entre 5 y 30kV. Es por ellos que debemos estar en un sitio donde haya una red
de alta tensión próxima y así minimizar los costes de transporte de la energía y de la
infraestructura de interconexión.
No es conveniente que haya núcleos de población cercanos que pudieran ser perturbados
por el ruido que generan estos dispositivos.
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3.7.- Costes de inversión
De cara a hacer una estimación de costes de inversión, he recurrido a analizar algunos
estudios de costes de parques eólicos en EU y USA. El tamaño de parque sujeto a estudio
en este proyecto es de 40MW por lo que se enmarca en una denominación de “Gran Parque
Eólico”.
Para esta clasificación se suele tener en cuenta así mismo la potencia instalada por equipo.
En nuestro estudio consideramos aerogeneradores por encima de los 1,5MW.
Los costes totales de inversión se encuentran condicionados en gran parte por el elevado
coste de los aerogeneradores, que suponen la partida principal en los cálculos de costes de
inversión.
Un valor importante que sirve de referencia internacional a la hora de realizar una
comparativa entre distintas tecnologías y configuraciones es el precio del kW instalado
(€/kW). Se puede ver la reducción con el tiempo de este parámetro como el resultado del
desarrollo de la tecnología eólica en un momento determinado. A mayor desarrollo de una
tecnología, menor coste de inversión y producción.
Se trata precisamente de esta reducción de los costes de inversión, lo que se intenta
fomentar con los planes de subvención de la generación de muchos tipos de energías
renovables. Si no se apostase por una protección y aseguramiento de ciertas tarifas de
compra de electricidad, a este tipo de energías, no sería posible un avance en la tecnología
que propiciase una rebaja de los costes. Es en este camino, en el que se pretende llegar a
conseguir una producción rentable en comparación con otros métodos productivos más
habituales como puede ser el carbón o las centrales de generación por combustión diesel en
ciclo combinado.
Cuanto mayor son los aerogeneradores que se instalen, mayor será también el porcentaje
que suponga su precio respecto a la inversión total realizada. Se tiende a aumentar este
porcentaje ya que los costes de instalación de los aerogeneradores no son proporcionales al
precio de los mismos. Se aplican conceptos de economía de escala.
Por poner un ejemplo, el coste de instalación de un aerogenerador de 2MW no es 4 veces
superior al de uno de 500kW. Multiplicamos la producción por 4 pero no se corresponde
esa equivalencia en los costes de instalación. Esto hace que cuanto mayor sean las
potencias de las unidades que se instalen, se reduzcan los costes de explotación unitarios.
Veamos la siguiente tabla donde se desglosan los conceptos principales a tener en cuenta
en el estudio económico de nuestro parque eólico en cuestión.
Al trabajar con grandes aerogeneradores, el coste de los mismos supone ya un 76% del
coste de instalación del parque completo. La obra civil no llega al 7% del coste del
proyecto no supera el 5%.
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Hemos particularizado el presupuesto al modelo G90 de GAMESA, pero tanto el G97
como el VESTAS V90 tienen costes muy parecidos.
COSTES DE INVERSIÓN DEL PROYECTO
Apartado
1. Aerogeneradores
2. Equipos eléctricos
Concepto
1.1 Aerogeneradores GAMESA G90 (2 MW).
Torre de 80m. Incluye dispositivos de
transformación en el interior, la virola de
anclaje a la zapata, transporte, montaje,
conexionado interno, puesta en marcha de la
instalación y sistema de control.
x 20 unidades
2.1 Equipos eléctricos adicionales en tierra
para hacer la adaptación eléctrica de
conexionado a red
Precio
1.900.000 €
38.000.000 €
3.1 Cimentaciones para la colocación de los
aerogeneradores
3.2 Accesos y caminos interiores del parque:
viales y plataformas, Zanjas y Sistemas de
drenaje
4.1 Red de media tensión MT 20KV
acompañada de red de fibra óptica en tierra
1.650.000 €
5.1 Proyecto
5.2 Estudio Geotécnico
5.3
5.4
5.5
5.6
5.7
5.8
5.9
Tabla 5
2,5%
325.000 €
343.000 €
Diseño de cimentaciones
Dirección Facultativa
Seguridad y Salud
Control de Calidad
Documentación
Revegetación
Revegetación
Total presupuesto
Precio/kW instalado
75.000 €
360.000 €
60.000 €
87.000 €
57.000 €
102.000 €
1.000.000 €
2.409.000 €
49.784.000 €
1.245 €
Un dato importante, referente de comparación entre distintas tecnologías, es el Precio del
kW instalado. Con kW nos referimos a la potencia pico instalada y nos da una idea del
coste de inversión unificado para nuestro sistema.
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6,8%
1.250.000 €
1.250.000 €
5. Documentación y
proyectos
9,5%
1.750.000 €
3.400.000 €
4. Infraestructuras
eléctricas y de
comunicaciones
76,3%
4.725.000 €
4.725.000 €
3. Obra civil
%
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4,8%
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3.8.- Costes de producción (explotación y financiación)
En un estudio de viabilidad económica de un parque eólico es necesario conocer cuánto
vale producir cada unidad de energía eléctrica (kWh). Es un término importante que se
expresa en c€/kWh.
Los costes de producción engloban dos conceptos bien diferenciados:
1.- Costes de explotación, que comprenden explotación, mantenimiento, alquiler de
terrenos, gestión, administración, seguros e impuestos.
2.- Costes de financiación, que son los costes financieros derivados de la constitución de
un préstamo bancario, necesario para la puesta en marcha de la explotación.
El hecho de aumentar la potencia de los aerogeneradores instalados ha hecho que por
economía de escala, se hayan reducido los costes de producción del kWh en energía eólica.
Hagamos un análisis de los costes de explotación de nuestro parque eólico en base a los
estándares mas normalizados de implantaciones eólicas terrestres en la EU y USA.
COSTES DE EXPLOTACIÓN DEL PROYECTO
Apartado
Concepto
Precio
%
1. Operación y
mantenimiento
Personal encargado de llevar a cabo la
operativa del parque y gastos de
mantenimiento
810.000 €
60%
2. Alquiler de
terrenos
Pagos en concepto de alquiler de los terrenos
ocupados por el parque eólico
216.000 €
16%
3. Gestión y
administración
Gestión de la explotación y administración
153.000 €
11%
4. Seguros e
impuestos
Seguros e impuestos
180.000 €
13%
Tabla 6
Total coste anual de explotación
Coste de explotación (c€/kWh)
1.359.000 €
0,94 c€/kWh
Estos costes de explotación en torno al céntimo de euro por kWh producido esta en la línea
de los datos proporcionados por los informes anuales de producción de la AEE.
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Si no hubiera más gastos productivos que los asociados a la explotación, este tipo de
producción energética sería bastante más interesante, pero debido al enorme desembolso
inicial de inversión, en una explotación a 20 años, se han de repercutir todos esos gastos de
financiación sobre el coste de producción.
Este gasto financiero está en un factor aproximado 2 respecto al coste de explotación, para
grandes aerogeneradores como los estudiados en este proyecto.
Veamos por tanto, antes de estudiar los costes financieros del proyecto, una simulación del
coste unitario de explotación en función del valor de velocidad media a la altura del buje.
La influencia es importante.
Tabla de valores representados
(c€/kWh)
G90
V90
5,95
6,43
2,96
3,21
1,82
1,96
1,29
1,38
1,01
1,07
0,84
0,89
0,74
0,77
<v> (m/s) a la altura del buje
4
5
6
7
8
9
10
Tabla 7
Estas graficas representan los costes unitarios de explotación del recurso eólico en función
de la velocidad media del viento a la altura del buje del aerogenerador. Para velocidades
medidas a 10m de altura de 6m/s, como es el caso de partida de nuestro estudio, las
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velocidades equivalentes a 100m que es la altura del buje, son de 8,33m/s. Se trata de la
velocidad media que hemos considerado para nuestro estudio.
Para esa velocidad media los costes unitarios de explotación son de 0,94c€/kW producido.
Para nuestro caso particular de aerogeneradores de 2MW VESTAS y GAMESA, los costes
unitarios de producción son prácticamente iguales, ya que sus producciones no varían
mucho para cada valor de velocidad media, y los costes de inversión son muy parecidos.
En función de las condiciones de operación de los aerogeneradores, los gastos de
mantenimiento serán mayores o menores, pudiendo influir de forma notable en la
viabilidad del proyecto.
Se trata de dos modelos de aerogenerador muy utilizados y estándares en aplicaciones
eólicas terrestres de medio y gran tamaño. (>20MW).
Para poder calcular los costes de financiación hay que plantear una serie de datos iniciales.
Algunos de estos datos son los ya calculados en apartados anteriores:
Escenario técnico energético
-La potencia instalada por medio de 20 aerogeneradores de 2MW de potencia
-Velocidad media <v> a la atura del buje (100m)
-Factor de carga para el aerogenerador GAMESA G90
-Factor de carga para el aerogenerador VESTAS V90
40 MW
8,337m/s
0,41
0,39
Escenario económico
-Suponemos que la inversión la hacemos en año 0. En año 1 ya hay gastos e
ingresos
-Suponemos una inflación constante de anual durante los 20 años de la
operación
-El interés financiero de la operación será fijo
-Valor residual del campo eólico tras los 20 años de operación / Coste Inversión
-Valor Residual (unidad monetaria Nominal año 20 de explotación)
-El coste de explotación a una <v> de 8,33m/s en el buje
-El coste de inversión unitario
2,5%
6%
20%
9.956.800 €
0,94 c€/kWh
1.245€/kW
Tabla 8
Mediante las tablas de amortización normales (interés compuesto) se puede calcular de una
forma sencilla el gasto financiero de nuestro parque eólico a lo largo de los años de
explotación.
Con un interés del 6% y sin tener en cuenta el efecto de la inflación, los pagos a la
financiera o grupo de inversores serían siempre constantes a lo largo de los años.
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Inversión año "0" = 𝟒𝟗. 𝟕𝟖𝟒. 𝟎𝟎𝟎 € → 𝟐𝟎 𝐚ñ𝐨𝐬 → Gasto Financiero =
𝟑𝟓. 𝟖𝟏𝟔. 𝟑𝟐𝟗 €
Coste Financiero anual =
Gasto Financiero Total
= 𝟏. 𝟕𝟗𝟎. 𝟖𝟏𝟔 €
20 años de explotación
Expresión 6
Si dividimos este coste Financiero anual por la producción anual en kWh obtenemos un
valor unitario de Coste de financiación:
Coste Financiero unitario =
Gasto Financiero anual
= 𝟏, 𝟎𝟗 𝐜€/𝐤𝐖𝐡
Producción eléctrica anual
Expresión 7
Cuanto mayor es el interés financiero, mayores serán las cuotas que deberemos abonar en
el conjunto del año y por tanto, este Coste Unitario de financiación aumentará.
Veamos una representación de estos valores en función del interés financiero:
Tabla 9
Si ahora consideramos que existe un efecto inflación en el desarrollo de cálculo, los
valores pueden cambiar radicalmente. Tenemos en este caso que considerar que a lo largo
de los años un mismo capital rinde menos que el anterior y en un porcentaje que viene
fijado por ese ratio de inflación.
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Existe una expresión matemática que relaciona todos estos conceptos con el objetivo de
calcular el coste unitario de producción referido al año “0” de instalación del parque
eólico. Para ello se trasladan unidades monetarias Nominales a Constantes de ese año de
partida. Se consigue así tener en cuenta los efectos de la inflación.
Expresión 8
I − VR (1 + r)−n + ∑nj=1 (OMj + Fj ) (1 + r)−j
𝐜=
∑nj=1 Ej
c:
n:
I:
Coste unitario de producción en unidades monetarias constantes (año 0)
número de años de vida operativa del parque eólico
Coste inversión inicial (año 0)
VR:
Valor residual del parque en el año 20 (fin de explotación del parque)
Omj:
Coste de operación y mantenimiento en el año j (kWh)
Fj:
Costes financieros del año j (unidad monetaria nominal año j)
Ej:
r:
k:
g:
Energía eléctrica producida en el año j (kWh)
Tasa unitaria de descuento real incluidos los efectos de la inflación (r= k+g+kg)
tasa unitaria de descuento aparente
tasa unitaria de inflación anual
Esta expresión se puede simplificar teniendo en cuenta algunas consideraciones:
1.- que tanto g como k sean fijos para cada año de operación del parque
2.- que los costes financieros sean los derivados del cálculo de interés simple F= ixI, donde
i es el interés simple e I es la inversión inicial.
3.- que los costes de explotación se determinen a partir de una corrección o incremento fijo
de los mismos, por medio de un parámetro o tasa de aumento anual de costes de
explotación (z)
1+𝑧
1+𝑧 𝑛
𝑂𝑀𝑇 = 𝑂𝑀0 (
) [1 − (
) ]
𝑟−𝑧
1+𝑟
1
𝐹𝑇 = 𝑖 𝐼 [1 − (1+𝑟)𝑛]
𝑐=
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Expresión 9
1
𝑟
Expresión 10
𝐼−𝑉𝑅0 +𝑂𝑀𝑇+𝐹𝑇
𝑛𝐸
Expresión 11
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Podemos por tanto hacer el cálculo de algunos de esos valores para poder así proceder a
listar los valores completos de nuestra tabla de costes en cada uno de los años de
explotación.
Inflación (g)
2,5
Interés (k)
6
Tasa descuento real con inflación
2,50%
6%
8,65
Tabla 10
En la siguiente tabla se muestran esos cálculos parciales necesarios para la expresión del
coste unitario de producción por el método desarrollado en primer lugar. Podremos
comparar este valor con el obtenido del las operaciones de explotación y mantenimiento
que estaba en torno al 1%.
Fj
Año
"j"
OM
Coste financiero
Coste de
referiro al año "j"
explotación
(valor nominal) (valor nominal)
OMj
Fj + OMj
Coste de
explotación
referido al año "j"
Suma anual de costes
de producción ref. al
año "0"
0
1
2
2.987.040
2.987.040
1.359.000
1.359.000
1.399.770
1.441.763
4.037.561
3.751.690
3
4
5
6
7
2.987.040
2.987.040
2.987.040
2.987.040
2.987.040
1.359.000
1.359.000
1.359.000
1.359.000
1.359.000
1.485.016
1.529.566
1.575.453
1.622.717
1.671.399
3.486.728
3.241.107
3.013.378
2.802.203
2.606.347
8
2.987.040
1.359.000
1.721.541
2.424.667
9
2.987.040
1.359.000
1.773.187
2.256.109
10
11
12
2.987.040
2.987.040
2.987.040
1.359.000
1.359.000
1.359.000
1.826.382
1.881.174
1.937.609
2.099.697
1.954.531
1.819.778
13
14
2.987.040
2.987.040
1.359.000
1.359.000
1.995.737
2.055.609
1.694.669
1.578.493
15
16
17
18
19
20
2.987.040
2.987.040
2.987.040
2.987.040
2.987.040
2.987.040
1.359.000
1.359.000
1.359.000
1.359.000
1.359.000
1.359.000
2.117.278
2.180.796
2.246.220
2.313.607
2.383.015
2.454.505
1.470.590
1.370.355
1.277.223
1.190.676
1.110.232
1.035.446
59.740.800
27.180.000
37.612.344
44.221.482
Tabla 11
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El resto de valores que necesitamos para hacer el cálculo del coste unitario de producción
en unidades monetarias contantes son las siguientes:
VR0:
z:
I:
r:
∑ Ej:
€
1742405
3%
49.784.000
8,65%
3.278.216.125
OM0
€
1.359.000 €
FTj
€
2.987.040
c:
c€/kWh
€
(kWh)
2,81
Tabla 12
De las expresiones simplificadas podemos obtener el valor del Coste de Explotación Total
y el de Financiación referenciados al año “0”.
1 + 0,03
1 + 0,3 20
𝑶𝑴𝑻 = 1.359.000 (
) [1 − (
) ] = 𝟏𝟔. 𝟐𝟔𝟎. 𝟐𝟏𝟏 €
0,0865 + 0,03
1 + 0,0865
Expresión 12
𝑭𝑻 = 0,06 𝑥 45.784.000 [1 −
1
1
]
= 𝟐𝟕. 𝟗𝟔𝟏. 𝟐𝟕𝟐 €
20
(1 + 0,0865)
0,0865
Expresión 13
𝑽𝑹𝟎 = 𝑉𝑅 (1 + 𝑟)−𝑛 = 9.156.800 (1 + 0,865)−20 = 𝟏. 𝟕𝟒𝟐. 𝟒𝟎𝟓 €
Expresión 14
Y sustituyendo estos valores en la última expresión, obtenemos por la segunda vía el valor
del coste unitario de producción en unidades monetarias constantes referidas al año “0”.
𝒄=
𝐼 − 𝑉𝑅0 + 𝑂𝑀𝑇 + 𝐹𝑇 45,784 − 1,742 + 16,260 + 27,961
𝒄€
=
= 𝟐, 𝟖𝟏
𝑛𝐸
2877,59
𝒌𝑾𝒉
Como podemos comprobar, las dos expresiones nos han llevado al mismo resultado.
Podemos por tanto hacer una comparativa de este valor de coste unitario de producción,
teniendo en cuenta la inflación y sin hacerlo:
c
sin considerar inflación
1,97
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c
<
considerando inflación
2,81
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Estudio de viabilidad Técnico Económico de un parque eólico de 40MW
3.9.- Viabilidad económica del proyecto
En un estudio de viabilidad económica son muchos los personajes que entran en escena.
Incluso hay actores espontáneos que mejoran o empeoran la escena a lo largo del
desarrollo de la función.
Intentaremos analizar los factores más importantes y hacer un análisis de sensibilidad de
los siguientes factores, que a mi juicio son los más relevantes:
1.- Precio de venta de la energía eléctrica producida. Es al fin y al cabo el único ingreso
de la contabilidad y su influencia en la cuenta de resultados es básica y directa. La haremos
variar en un ±25% del valor actual del régimen de precios energéticos regulados, para la
opción de venta en precio fijo (8,127 ±25% c€/kwh)
2.- Velocidad media del viento <v>. La consideraremos a la altura del buje y variará entre
los 6 y los 9m/s
3.- Interés financiero (ratio k). Será el interés bancario o la rentabilidad pactada del
conjunto de inversores. La haré variar entre el 4 y el 9%
Veamos, para el primer caso, como han variados los precios de compra de la energía eólica
durante los últimos años para poder fijar el parámetro z para el resto de los 20 años de
estudio de nuestro proyecto.
z: Tasa unitaria de incremento del precio de la electricidad producida
Año
mercado fijo
2007
2008
2009
2010
2011
2012
7,3228
7,4534
7,7590
7,7358
7,8750
8,1270
Max. Mercado
organizado
8,4944
8,6460
9,0005
8,9735
9,1350
9,4273
Min. mercado
organizado
7,1275
7,2547
7,5521
7,5295
7,6650
7,9103
% incremento
anual
4,1%
-0,3%
1,8%
3,2%
-
Tabla 13
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Abril 2012
Estudio de viabilidad Técnico Económico de un parque eólico de 40MW
Los precios de compra de la energía eólica se mantienen con las variaciones propias del
IPC desde el decreto del 2007 donde se fijaba una prima de referencia un unos valores
máximos y mínimos de compra de electricidad proveniente de esta fuente de energía.
Nosotros vamos a considerar una tasa de crecimiento del precio de compra de electricidad
del 3% anual fija para nuestro estudio a 20 años.
Para tener en cuenta el efecto de la inflación, tendremos que hacer una conversión continua
de los valores nominales anuales a los referenciados al año 0 de nuestro estudio. Es
necesario para esta traslación de precios, conocer:
r: Tasa real de descuento incluidos los efectos de la inflación r = k + g + kg = 0,0865
Esta tasa es la que nos permite hacer la referencia al año “0” de estudio de nuestro parque
eólico, de la siguiente manera:
A0=Aj(1+r)-n
Expresión 16
donde A0 es el valor en año “0” y Aj el que tiene “j” años después.
Vamos a plantear una tabla donde expresar la cuenta de resultados de nuestro parque
eólico. Indicaremos las retribuciones provenientes de la venta de energía e imputaremos
los gastos financieros, de explotación y mantenimiento.
Las variables de nuestro estudio serán:
k
c
g
z
Precio kWh
6,0%
9,11 m/s
2,5%
3,0%
8,127 c/kWh
Interés financiero
parámetro de cálculo para Weibull
Inflación
Tasa crecimiento precio electricidad y costes OM
Tarifa regulada (precio fijo compra electricidad)
Tabla 14
de los cuales se calcula automáticamente los siguientes:
FC
r
Inversión
c
Rentabilidad
media anual
0,41
8,65%
49.784.000 €
2,99 c/kWh
Factor de carga
Tasa real de descuento incluida inflación
Coste unitario de producción
Tabla 15
5,75%
Juan Manuel Molina Medina
57
Abril 2012
Estudio de viabilidad Técnico Económico de un parque eólico de 40MW
Se han monitorizado los cálculos de producción eléctrica en función del factor de carga y
de la velocidad media a la altura del buje.
El factor de forma que caracteriza la asimetría o sesgo de la función probabilidad de
nuestro modelo de viento queda fijado a 2, y para este estudio pormenorizado de viabilidad
económica tomamos la elección de aerogenerador G90 de GAMESA, a pesar de que las
características técnicas y económicas del V90 de VESTAS son similares.
Tabla 16
<v> buje
m/s
c
m/s
Factor carga
Produccion G90
kWh anuales
6
6,77
0,28
981.120
6,5
7,34
0,33
1.156.320
7
7,90
0,33
1.156.320
7,5
8,47
0,42
1.471.680
8,07
9,11
0,47
1.646.880
9
10,16
0,53
1.857.120
Para todos estos valores de partida, la cuenta de resultados referida al año de inversión
queda del siguiente modo:
Año
Inversión
Producción
kWh
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
49.784.000 €
-
163.813.116
163.813.116
163.813.116
163.813.116
163.813.116
163.813.116
163.813.116
163.813.116
163.813.116
163.813.116
163.813.116
163.813.116
163.813.116
163.813.116
163.813.116
163.813.116
163.813.116
163.813.116
163.813.116
163.813.116
Venta recurso
energético
(año "0")
12.620.787 €
11.964.483 €
11.342.307 €
10.752.487 €
10.193.337 €
9.663.265 €
9.160.758 €
8.684.381 €
8.232.778 €
7.804.658 €
7.398.801 €
7.014.050 €
6.649.307 €
6.303.530 €
5.975.735 €
5.664.986 €
5.370.396 €
5.091.126 €
4.826.378 €
4.575.397 €
OMj
(nominal)
1.359.000 €
1.399.770 €
1.441.763 €
1.485.016 €
1.529.566 €
1.575.453 €
1.622.717 €
1.671.399 €
1.721.541 €
1.773.187 €
1.826.382 €
1.881.174 €
1.937.609 €
1.995.737 €
2.055.609 €
2.117.278 €
2.180.796 €
2.246.220 €
2.313.607 €
2.383.015 €
(FJ + OMJ)
referido al
año "0"
4.000.037 €
3.716.117 €
3.453.005 €
3.209.137 €
2.983.071 €
2.773.473 €
2.579.110 €
2.398.847 €
2.231.631 €
2.076.492 €
1.932.533 €
1.798.924 €
1.674.900 €
1.559.751 €
1.452.823 €
1.353.512 €
1.261.256 €
1.175.539 €
1.095.882 €
1.021.843 €
VAN
Rentabilidad
Variación
(Valor Actual Neto
anual de la
anual
)
inversión
(año
"0") €
inicial
49.784.000
0
0,0%
41.163.250 €
8.620.750 €
17,3%
32.914.884 €
8.248.366 €
16,6%
25.025.582 €
7.889.303 €
15,8%
17.482.233 €
7.543.349 €
15,2%
10.271.966 €
7.210.266 €
14,5%
3.382.174 €
6.889.793 €
13,8%
3.199.474 €
6.581.647 €
13,2%
9.485.008 €
6.285.534 €
12,6%
15.486.154 €
6.001.146 €
12,1%
21.214.320 €
5.728.166 €
11,5%
26.680.588 €
5.466.268 €
11,0%
31.895.714 €
5.215.126 €
10,5%
36.870.121 €
4.974.407 €
10,0%
41.613.900 €
4.743.779 €
9,5%
46.136.812 €
4.522.912 €
9,1%
50.448.286 €
4.311.474 €
8,7%
54.557.426 €
4.109.140 €
8,3%
58.473.013 €
3.915.586 €
7,9%
62.203.508 €
3.730.495 €
7,5%
65.757.063 €
3.553.554 €
7,1%
Tabla 17
Juan Manuel Molina Medina
58
∑ = 232 %
Abril 2012
Estudio de viabilidad Técnico Económico de un parque eólico de 40MW
Vemos que el PAY-BACK de la inversión esta en 6 años, pero durante el estudio de
sensibilidad, veremos cómo va variando. Se trata del momento en el que se recupera el
gasto de inversión inicial y lo represento en la tabla con valores en verde.
Una suma del 232% de rentabilidad quiere decir que, restando el gasto de la inversión
inicial (100%) obtenemos un 132 % de rentabilidad en 20 años, o lo que es lo mismo, una
rentabilidad media anual del proyecto del 6,60%.
Vamos a obtener una serie de curvas de viabilidad para cada uno de los análisis de
sensibilidad que nos van a permitir apreciar como varía la rentabilidad del proyecto en
cada caso.
Juan Manuel Molina Medina
59
Abril 2012
Estudio de viabilidad Técnico Económico de un parque eólico de 40MW
3.10.- Análisis de sensibilidad de la viabilidad
En un estudio de sensibilidad de toman una serie de variables del sistema. Se toman
valores de referencia para cada una de ellas y de forma sucesiva variamos tan solo una
mientras el resto permanece constante.
El valor que vamos que a analizar es el VAN que nos permite ver una fotografía de la
viabilidad del parque eólico por medio del Pay-back y del valor máximo al final de los 20
años de estudio.
En cada análisis vamos a calcular la rentabilidad anual media del parque actualizada a
valor de año “0”.
A.- Sensibilidad del VAN respecto al tipo de interés (k)
Comencemos por ver la sensibilidad del VAN respecto al interés financiero:
Tabla9 18
Análisis sensibilidad - [Interes k]
Cash Flow
Año
3
4
5
6
7
8
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
Pay-Back
-49.784.000
-39.497.507
-29.421.706
-19.553.580
-9.890.075
-428.105
8.835.443
17.903.698
26.779.806
35.466.921
43.968.199
52.286.799
60.425.873
68.388.566
76.178.011
83.797.327
91.249.614
98.537.953
105.665.403
112.634.996
119.449.738
-49.784.000
-40.063.433
-30.618.567
-21.443.348
-12.531.723
-3.877.653
4.524.871
12.681.825
20.599.137
28.282.682
35.738.272
42.971.656
49.988.505
56.794.415
63.394.897
69.795.377
76.001.193
82.017.587
87.849.708
93.502.609
98.981.245
-49.784.000
-40.618.579
-31.782.556
-23.266.344
-15.060.444
-7.155.463
457.865
7.788.670
14.845.931
21.638.462
28.174.909
34.463.740
40.513.238
46.331.498
51.926.421
57.305.713
62.476.885
67.447.246
72.223.909
76.813.789
81.223.602
-49.784.000
-41.163.250
-32.914.884
-25.025.582
-17.482.233
-10.271.966
-3.382.174
3.199.474
9.485.008
15.486.154
21.214.320
26.680.588
31.895.714
36.870.121
41.613.900
46.136.812
50.448.286
54.557.426
58.473.013
62.203.508
65.757.063
-49.784.000
-41.697.741
-34.016.710
-26.723.911
-19.802.708
-13.236.857
-7.010.544
-1.108.404
4.484.463
9.782.473
14.799.556
19.549.145
24.044.183
28.297.116
32.319.904
36.124.021
39.720.469
43.119.782
46.332.040
49.366.877
52.233.497
-49.784.000
-42.222.334
-35.089.136
-28.364.030
-22.027.141
-16.059.156
-10.441.364
-5.155.680
-184.674
4.488.423
8.879.705
13.004.596
16.877.850
20.513.562
23.925.172
27.125.486
30.126.688
32.940.357
35.577.485
38.048.500
40.363.281
5
12,00
5
9,91
5
8,16
6
7
5,52
8
4,05
% rentab
Juan Manuel Molina Medina
6,60
60
Abril 2012
Estudio de viabilidad Técnico Económico de un parque eólico de 40MW
En negrita el valor de referencia de nuestro estudio inicial.
Estos son los valores de referencia que consideraremos en nuestro estudio de sensibilidad:
k
c
g
z
precio kWh
FC
r
Inversión
c
Rentabilidad
media anual
6,0%
9,11
2,5%
3,0%
8,1270
0,47
8,65%
49.784.000
2,81
m/s
c/kWh
Tabla 19
€
c/kWh
6,60%
Estos valores se pueden representar en una gráfica donde se puede ver el momento en que
se recupera el valor de la inversión. Al tiempo trascurrido desde año “0” hasta que
entramos en VAN positivo se denomina Pay-back. En el valor k=6% de referencia, dicho
valor de Pay-back es de 6 años.
Sensibilidad del VAN respecto al tipo de interés k
120
100
80
60
Millones €
40
20
3
4
5
6
0
7
-20
8
-40
-60
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
Pasamos de tener Pay-Backs de 5 a 8 con rentabilidades anuales medias de entre 12% y el
4,5% respectivamente.
Juan Manuel Molina Medina
61
Abril 2012
Estudio de viabilidad Técnico Económico de un parque eólico de 40MW
B.- Sensibilidad del VAN respecto al precio del kWh vendido
7,0000
7,9103
8,1270
9,4273
10,5000
Sensibilidad - precio kWh
Cash Flow
6,0000
Tabla9 20
-49.784.000
-44.466.365
-39.349.346
-34.428.554
-29.699.348
-25.156.884
-20.796.163
-16.612.071
-12.599.414
-8.752.952
-5.067.423
-1.537.570
1.841.837
5.075.986
8.170.004
11.128.946
13.957.779
16.661.378
19.244.514
21.711.849
24.067.929
-49.784.000
-42.913.420
-36.324.211
-30.007.787
-23.955.523
-18.158.803
-12.609.050
-7.297.757
-2.216.517
2.642.961
7.288.827
11.729.077
15.971.539
20.023.863
23.893.510
27.587.745
31.113.636
34.478.044
37.687.626
40.748.830
43.667.898
-49.784.000
-41.499.773
-33.570.431
-25.983.562
-18.726.919
-11.788.450
-5.156.321
1.181.062
7.235.034
13.016.660
18.536.721
23.805.706
28.833.807
33.630.916
38.206.617
42.570.190
46.730.612
50.696.555
54.476.391
58.078.194
61.509.750
-49.784.000
-41.163.250
-32.914.884
-25.025.582
-17.482.233
-10.271.966
-3.382.174
3.199.474
9.485.008
15.486.154
21.214.320
26.680.588
31.895.714
36.870.121
41.613.900
46.136.812
50.448.286
54.557.426
58.473.013
62.203.508
65.757.063
-49.784.000
-39.143.955
-28.981.302
-19.277.258
-10.013.537
-1.172.362
7.263.529
15.310.875
22.985.889
30.304.260
37.281.151
43.931.210
50.268.566
56.306.846
62.059.174
67.538.189
72.756.047
77.724.438
82.454.592
86.957.296
91.242.902
-49.784.000
-37.478.111
-25.736.240
-14.535.101
-3.852.137
6.334.479
16.045.845
25.302.339
34.123.623
42.528.655
50.535.700
58.162.342
65.425.498
72.341.434
78.925.779
85.193.543
91.159.135
96.836.375
102.238.518
107.378.266
112.267.789
11
2,42
8
4,39
6
6,18
6
5
9,16
4
11,28
Año
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
Pay-Back
% rentab
6,60
120
6,0000
100
7,0000
7,9103
80
8,1270
60
Millones €
9,4273
40
10,5000
20
0
-20
-40
-60
0
1
2
3
4
5
6
7
Juan Manuel Molina Medina
8
9
10
11
12
62
13
14
15
16
17
18
19
20
Abril 2012
Estudio de viabilidad Técnico Económico de un parque eólico de 40MW
C.- Sensibilidad del VAN respecto <v> en el buje
Año
7
7,5
8,07
9
9,5
Sensibilidad - <v>
Cash Flow
6,5
Tabla9 20
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
Pay-Back
-49.784.000
-44.897.933
-40.190.040
-35.657.099
-31.295.575
-27.101.672
-23.071.387
-19.200.547
-15.484.854
-11.919.912
-8.501.263
-5.224.413
-2.084.851
921.924
3.800.393
6.554.994
9.190.113
11.710.071
14.119.115
16.421.412
18.621.037
-49.784.000
-43.632.119
-37.724.237
-32.053.709
-26.613.753
-21.397.500
-16.398.029
-11.608.402
-7.021.700
-2.631.044
1.570.380
5.589.300
9.432.342
13.106.017
16.616.704
19.970.647
23.173.941
26.232.528
29.152.192
31.938.555
34.597.073
-49.784.000
-42.433.907
-35.390.122
-28.642.759
-22.181.967
-15.997.963
-10.081.064
-4.421.719
989.474
6.161.747
11.104.142
15.825.501
20.334.455
24.639.412
28.748.554
32.669.830
36.410.955
39.979.406
43.382.419
46.626.996
49.719.901
-49.784.000
-41.163.250
-32.914.884
-25.025.582
-17.482.233
-10.271.966
-3.382.174
3.199.474
9.485.008
15.486.154
21.214.320
26.680.588
31.895.714
36.870.121
41.613.900
46.136.812
50.448.286
54.557.426
58.473.013
62.203.508
65.757.063
-49.784.000
-39.349.847
-29.382.378
-19.863.369
-10.775.060
-2.100.176
6.178.072
14.075.972
21.609.312
28.793.376
35.642.945
42.172.302
48.395.234
54.325.039
59.974.534
65.356.062
70.481.504
75.362.283
80.009.382
84.433.350
88.644.315
-49.784.000
-37.909.008
-26.575.626
-15.761.734
-5.445.879
4.392.717
13.774.162
22.717.891
31.242.674
39.366.624
47.107.204
54.481.237
61.504.921
68.193.837
74.562.968
80.626.710
86.398.889
91.892.774
97.121.096
102.096.063
106.829.373
12
1,87
9
3,47
7
4,99
6
5
8,90
4
10,73
% rentab
6,60
120
100
80
60
Millones €
40
20
6,5
7
7,5
8,07
0
9
-20
9,5
-40
-60
0
1
2
3
4
5
6
7
8
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Estudio de viabilidad Técnico Económico de un parque eólico de 40MW
CONCLUSIONES
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Estudio de viabilidad Técnico Económico de un parque eólico de 40MW
4.- Conclusiones
Comenzamos nuestro estudio haciendo una caracterización del viento en una zona
potencialmente favorable a la instalación de este tipo de parques eólicos de gran tamaño.
Bien situados e interconexionados con una gran autopista eléctrica. Ambas son condiciones
necesarias e indispensables.
En segundo lugar caracterizamos los equipos con los que hemos trabajado y hemos
identificado las mejores opciones tecnológicas del mercado de los principales fabricantes
del sector eólico mundial. La fiabilidad de los equipos determina la disponibilidad del
parque y aumenta en la medida en la que los fabricantes tengan un amplio know-how del
producto que fabrica.
En el estudio económico vemos los componentes físicos, medios técnicos y recursos
humanos necesarios para la instalación y el desarrollo de la actividad eólica del parque. Se
analiza el peso ponderado de cada uno de los términos económicos y descubrimos que es la
economía de escala la que está permitiendo actualmente el reducir los costes de producción
a límites no imaginados hace unos años.
Importantísimo el análisis del estado del arte del mercado regulado de las energías
renovables, ya que sin una participación del estado, no sería posible el desarrollo de la
tecnología eólica, tal y como la conocemos hoy en día, y que ha conseguido que los
escenarios de rentabilidad sean cada vez más favorables. En una escalada de precios de los
hidrocarburos, acompañada de una optimización de la tecnología se podría llegar a hablar
de la Energía Eólica como una fuente energética rentable sin necesidad de ayudas estatales.
La viabilidad económica a día de hoy pasa por una buena elección de los factores que más
influyen en la rentabilidad del proyecto: velocidad del viento en el buje por encima de los
7m/s, intereses financieros que no superen el 7% y precios de compra de la energía eólica
que aumenten en la misma proporción que lo vaya haciendo la inflación. Gracias al decreto
de ley del 2007 se asegura un futuro aceptable para continuar instalando potencia de eólica.
De los factores que elegimos en el análisis de sensibilidad, vemos que la velocidad del
viento tiene una influencia muy grande en la rentabilidad del proyecto. Una variación del
5% en este valor, hace que la rentabilidad varíe en un ±1,5%.
La variación de un 1% en los intereses financieros hace que perdamos o ganemos un 2% en
rentabilidad. Respecto al precio de compra, de estar en el límite máximo fijado en el
mercado organizado de las energías renovables, al mínimo (1,5c€/kWh menos), hace que
perdamos hasta un 3% de rentabilidad.
La variación del aerogenerador del GAMESA G90 al VESTAS V90 nos hace pasar de
6,6% de rentabilidad a 5,84%, a pesar de que reducimos la producción tan solo en un 4,7%.
Juan Manuel Molina Medina
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Estudio de viabilidad Técnico Económico de un parque eólico de 40MW
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
-Energía Eólica. Miguel Villarrubia, Apuntes de clase
-Wind Energy Technology. Departament of energy. USA
-Informe de precios energéticos regulados. IDEA 2012
-Análisis económico de un parque eólico. V. Olmos, JJ. Romero, B Venabides, IDEA,
1999
-Proyecto eólico de 50MW. Comisión Federal de la electricidad. México, Octubre 2002
-www.gamesa.com - Technical Specifications G90 & G87
-www.vestas.com - Technical Specifications V90
-www.siemens.com
-Plan Eólico. Enhol Energía. Parque eólico Arinaga II, 2006
-Predicción de viento para molinos. El Pais.com
- Wind in power 2009 European statistics. The European Energy Wind Association, Feb
2010
- The European offshore wind industry – Key trends and statistics: 1st half 2010
- Key World Energy Statistics. International Energy Agency, IEA 2010
-Mapa eólico español. Velocidad media a 80m. IDEA 2006
- Estudio macroeconómico del impacto del sector eólico en España. Datos 2009. AEE
- Renewabes Information. IEA Statistics. International Energy Agency 2010
-Valoración de un Parque Eólico con opciones reales. Universia Bussines Review 2010
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Estudio de viabilidad Técnico Económico de un parque eólico de 40MW
Màster Interuniversitari UB-UPC d’Enginyeria en Energia
Acta d’Avaluació de Projecte
Curs:
2011-2012
Codi UPC: 33563
Data defensa:
Qualificació:
Alumne:
JUAN MANUEL MOLINA MEDINA
DNI:
74639807T
Títol:
ESTUDIO DE VIABILIDAD TÉCNICO-ECONÓMICA
DE UN PARQUE EÓLICO DE 40MW DE POTENCIA
Director:
MIGUEL VILLARRUBIA
Director:
Ponent:
Tribunal
President:
Vocals:
Suplents:
Observacions
Signatura
Convocatòria Ordinària,
Convocatòria Extraordinària,
Cognoms, nom (President)
Cognoms, nom (President)
Cognoms, nom (Vocal)
Cognoms, nom (Vocal)
Cognoms, nom (Vocal)
Cognoms, nom (Vocal)
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