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