proyecto de inversión para un parque eólico - FCEA

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