anÁlisis de rentabilidad de proyectos eÓlicos bajo ... · generación, a partir de las...

PROYECTO FIN DE CARRERA

ANÁLISIS DE RENTABILIDAD DE PROYECTOS EÓLICOS BAJO

DISTINTOS MARCOS REGULATORIOS Y PROYECCIONES DE RETRIBUCIÓN

AUTOR: BEATRIZ CATASÚS MORENO

MADRID, Junio 2008

UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS

ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI)

INGENIERO INDUSTRIAL

ÍNDICE

Capítulo 1 Contexto Actual de las Energías Renovables ........................... 4

1 Seguridad energética ......................................................................................... 4

2 Eficiencia económica ........................................................................................12

3 Medio ambiente ................................................................................................16

Capítulo 2 La Energía Eólica ........................................................................ 24

1 Aspectos Generales ..........................................................................................24

2 Ventajas y Retos ................................................................................................27

3 Evolución de la Energía Eólica en la Unión Europea y en España ..........31

4 Las sendas de Precios .......................................................................................34

4.1 Marcos de Apoyo Económico ..................................................................................... 35

4.2 Análisis de los Distintos Marcos de Apoyo .............................................................. 38

Capítulo 3 El Modelo de Negocio de los Parques Eólicos ........................ 42

1 Características del Negocio de los Parques Eólicos ....................................42

2 Plan de Negocio ................................................................................................43

3 Valoración del Proyecto ...................................................................................44

3.1 Rentabilidad Mínima Exigida ..................................................................................... 44

3.2 Métodos de Valoración Económica de Proyectos .................................................... 46

4 Parámetros de Estudio .....................................................................................50

5 Indicadores de Rentabilidad ..........................................................................53

5.1 Valor Actual Neto ......................................................................................................... 53

2

5.2 Tasa Interna de Rentabilidad ...................................................................................... 53

5.3 Período de Recuperación o Payback .......................................................................... 54

5.4 Elección del Indicador de Rentabilidad ..................................................................... 55

6 Riesgos ................................................................................................................55

6.1 Tipos de Riesgos ........................................................................................................... 55

6.2 Análisis de los Riesgos ................................................................................................. 57

7 Valoración de Proyectos Internacionales .....................................................58

Capítulo 4 Modelo para el Análisis Comparativo de Inversiones en

Parques Eólicos ................................................................................................... 60

1 Herramienta Informática .................................................................................60

2 Características y Funcionamiento del Modelo ............................................61

2.1 Datos de Entrada .......................................................................................................... 61

2.2 Datos de Salida ............................................................................................................. 81

3 Características del Software ..........................................................................122

4 Ejemplo de Aplicación ...................................................................................122

Capítulo 5 Conclusiones .............................................................................. 131

Bibliografía ........................................................................................................ 133

3

Contexto Actual de las Energías Renovables

Capítulo 1 CONTEXTO ACTUAL DE LAS

ENERGÍAS RENOVABLES

El desarrollo de un sistema energético sostenible es una de las

grandes preocupaciones que existen en la actualidad y lo que pretende es

satisfacer las necesidades actuales sin comprometer las capacidades

futuras. Para que pueda llevarse a cabo el desarrollo de esta visión del

sistema eléctrico hay que tener en cuenta tres principios fundamentales:

seguridad energética, eficiencia económica y respeto al medio ambiente.

Las energías renovables, durante esta última década, han visto

incrementada su cuota de participación en el mix energético de forma

considerable debido a que cumplen de manera satisfactoria esta política

de sostenibilidad porque tienen un impacto positivo en los tres ejes en los

que ésta se basa.

1 Seguridad energética

Una elevada dependencia energética, entendida como

importaciones sobre el total de energía primaria, conlleva riesgos de cara

a la seguridad de suministro y la competitividad en un futuro. Se trata

principalmente de una preocupación del mundo desarrollado, ya que

tienen que importar los combustibles fósiles, en su mayoría, de países

4


con cierta inestabilidad geopolítica. Como ejemplos citar que cerca del

80% del gas ruso destinado a los consumidores europeos es transportado

por gasoductos tendidos a través de Ucrania, por lo que cualquier

conflicto entre estos dos países puede afectar los suministros de Europa

Occidental. En enero del 2006, Gazprom, el consorcio energético ruso,

cortó por cuatro días el suministro de gas a Ucrania por una disputa de

precios que alteró el aprovisionamiento de muchos países europeos.

Además, en el mes de marzo del presente año, tuvo lugar la Conferencia

Internacional de Energías Renovables - WIREC 2008 – organizada por la

Asociación de Energía de Estados Unidos (USEA), en la que el

presidente norteamericano, George W. Bush, manifestó en su discurso

que Estados Unidos necesita un cambio en sus costumbres y debe poner

fin a su dependencia del petróleo. El Presidente Bush hizo hincapié en

que hay que disminuir la dependencia de los combustibles fósiles, ya que

ésta afecta a la seguridad energética y es la causa de muchos de los

recientes problemas económicos y medioambientales.

Reservas fósiles: ranking países top-10 (2005)PETROLEO GAS CARBÓN

S. Arabia 21% Russia 26% USA 27%Canada 14% Iran 16% Russia 17%Iran 10% Qatar 14% China 13%Iraq 9% S.Arabia 4% Australia 9%Kuwait 8% UAE 3% India 8%UAE 8% USA 3% Germany 7%Venezuela 6% Nigeria 3% South Africa 6%Russia 5% Algeria 2% Ukraine 4%Libya 3% Venezuela 2% Kazakstan 4%Nigeria 3% Norway 2% Serbia-Mont. 2% Tabla 1.1

Fuente: Enerdata

5


La Unión Europea presenta actualmente una tasa de dependencia

energética por encima del 50%. Si se sigue el ritmo actual, es decir, la

demanda sigue subiendo alrededor del 2% cada año y no se modifica el

mix energético, la dependencia energética podría superar el 70% en el

año 2030.

Europa-30: Energía total (hipótesis de referencia, en mtep)

Gráfico 1.1

Fuente: Green paper: “Toward a European strategy for the security of energy supply”

EU-30: Dependencia exterior por productos energéticos

Gráfico 1.2

Fuente: Green paper: “Toward a European strategy for the security of energy supply”

6


España se encuentra en una posición aún más crítica, ya que

depende en mayor medida que otros miembros de la Unión Europea de

los hidrocarburos tradicionales, como son el petróleo y el gas, y de su

importación. Las reservas de petróleo y gas con las que se cuenta a nivel

nacional cubren menos del 0,4% y 0,9%, respectivamente, de su

consumo interno anual. Esta dependencia energética se encuentra en la

actualidad alrededor del 80%.

Consumo de energía primaria (fuentes tradicionales) de España

Gráfico 1.3 mbep/d = millones de barriles de petróleo equivalentes Fuente: Real Instituto Elcano

Importaciones de energía de España, enero-octubre 2005

Tabla 1.2 Fuente: Real Instituto Elcano

7


Por lo tanto, la economía española es bastante vulnerable a los

volátiles cambios en los precios internacionales del petróleo y del gas. Las

perspectivas para el futuro sugieren que el escenario energético se

complicará más a medio y largo plazo.

En los últimos años la demanda española de petróleo y gas ha

crecido enormemente. Desde 1965, el consumo de petróleo en España

se ha incrementado un 4,5% en términos medios anuales, mientras que la

tasa mundial lo ha hecho a un 2,5%. Si unido a la escasez de reservas de

petróleo, que además se encuentran en manos de unos pocos países,

tenemos en cuenta la reciente evolución de los precios de este tipo de

energía primaria, la situación es si cabe aún más preocupante.

Situación de las reservas probadas de crudo

Gráfico 1.4 Fuente: BBC

8


Evolución del precio del barril de Brent

Gráfico 1.5 Fuente: Intercontinental Exchange (ICE)

Por estos motivos, tanto España como el resto de países, deben

considerar el reto de diversificar su mezcla energética y el de reducir su

dependencia de los hidrocarburos como una prioridad.

Las energías renovables contribuirían a la disminución de esta

dependencia energética y de los riesgos asociados a la misma, ya que

son energías autóctonas, es decir, aprovechan el recurso disponible allí

donde se encuentra.

El único inconveniente respecto a la garantía de suministro es que,

algunas tecnologías como la eólica y la solar, son de carácter no

gestionable, es decir, no se podría asegurar el suministro en todo

momento, siendo necesario el respaldo de otras fuentes de generación de

energía para cubrir estas posibles fluctuaciones.

9


En el caso de la eólica, esta particularidad exige la optimización de

las funciones de previsión, monitorización y control de este tipo de

generación, a partir de las telemedidas de la producción eólica, de forma

que la operación del sistema se pueda realizar en las condiciones

adecuadas de seguridad y economía, tal y como ocurre con las centrales

de régimen ordinario.

Puede ocurrir que haya días en los que apenas se esté produciendo

energía debido a que la velocidad del viento no es suficiente para

aprovechar al máximo los generadores, como se muestra en la gráfica

siguiente. La curva morada corresponde con la producción total de

energía eólica estimada a partir de los valores correspondientes a los

parques telemedidos por Red Eléctrica, mientras que la curva azul se

refiere al valor instantáneo de la producción de energía eólica

correspondiente a los parques telemedidos por Red Eléctrica.

Gráfico 1.6

Fuente: Red Eléctrica Española

10


En otras ocasiones se puede dar que el viento esté soplando a gran

velocidad y la producción eólica sea mucho más elevada.

Grafico 1.7 Fuente: Red Eléctrica Española

En España, Red Eléctrica ha puesto en marcha un centro de control

de energías renovables (Cecre). El objetivo de este centro de control es

gestionar la energía de origen renovable, especialmente la eólica, de

carácter no gestionable, garantizando a la vez la seguridad del sistema.

Para garantizar la seguridad del sistema, Red Eléctrica, a través de

Cecre, dispone de una interlocución en tiempo real con los generadores

que le permite conocer, las condiciones y variables de funcionamiento de

éstos así como emitir las instrucciones necesarias sobre las condiciones

de producción, de forma que sean debidamente cumplidas por las

instalaciones de generación.

11


2 Eficiencia económica

Para que exista eficiencia económica es necesario disponer de unas

condiciones productivas que permitan obtener el máximo producto, en

este caso energía, con los recursos y la tecnología disponibles al menor

coste posible, pero siempre intentando favorecer o no afectar al entorno.

Esto es esencial para favorecer el bienestar social y la competitividad

dentro del sector.

Las energías renovables tienen como ventajas en este sentido que

internalizan los costes medioambientales, generan empleo y contribuyen

al desarrollo económico local.

La desventaja más importante con que cuentan algunas energías

renovables es que actualmente su coste de generación es mayor que el

de las fuentes de generación convencionales. No todas las tecnologías

han conseguido unos costes de generación competitivos con el de las

fuentes de energía convencionales, como es el caso de la solar, en

cambio otras, como la eólica, han logrado hacerse un hueco aunque sus

costes de generación siguen siendo más elevados que el de éstas.

Costes medios de generación (€/MWh)

Gráfico 1.8 Fuente: Emerging Energy Research; Agencia Internacional de la Energía

12


Los costes de las energías renovables dependerán en un futuro,

sobre todo, del adecuado desarrollo de la tecnología y de la inversión del

capital que se lleve a cabo, excepto para la biomasa, donde los costes de

la materia prima también impactan notablemente.

Evolución de los costes medios de generación por tecnología en €/MWh

Gráfico 1.9 Fuente: Ministerio Federal de Medioambiente de Alemania (BMU) – Leitstudie 2007

Cabe destacar que el coste medio de generación de la energía

eólica onshore, aunque experimentó un gran descenso desde los años 80

hasta finales de los 90 gracias a la curva de experiencia, ha vuelto a subir

ligeramente debido principalmente al gran incremento de la demanda

durante estos últimos años que no ha podido ser correspondida con la

oferta de componentes por falta de capacidad de fabricación. Por este

motivo, las grandes compañías que se dedican a la construcción,

explotación o venta de parques eólicos están firmando acuerdos con las

13


fábricas de aerogeneradores que les aseguren el suministro que les

permita poder llevar a cabo sus objetivos de potencia y ahorrarse posibles

listas de espera de hasta dos años.

La inversión que hay que llevar a cabo para la instalación de un

parque eólico puede variar ligeramente de un país a otro. Se utilizará

como ejemplo un parque en el Reino Unido para hacer un desglose del

coste de inversión y comprobar que aspectos tienen mayor influencia. Se

puede decir que los costes de inversión dependerán fuertemente, en torno

al 65%, del precio de las turbinas. En menor medida esta cantidad se ve

afectada por el coste del acondicionamiento del terreno, que será

alrededor de un 10%. También parte de presupuesto irá destinado a la

conexión a la red eléctrica.

Desglose del CAPEX de un parque eólico onshore

Gráfico 1.10

Fuente: RWE

14


En la generación de electricidad a partir de biomasa, además del

coste del equipamiento y de la operación, jugarán un papel muy

importante todos aquellos gastos que tengan que ver con la materia

prima. Los costes de materia prima podrán suponer del 25% al 40% del

coste total que dependerá del tipo utilizado y de su transporte.

Coste de producción de electricidad en €/MWh con biomasa

Gráfico 1.11

Fuente: DLR, IE Leipzig

En esta situación, las condiciones de mercado no permitirían el

desarrollo por sí solo de este tipo de energías. Por este motivo, para que

se produzca un desembolso de inversiones en el sector de las energías

renovables a largo plazo, se requiere un mayor desarrollo tecnológico,

que se será respaldado por la mejora en la curva de aprendizaje, para

que se reduzcan costes y mejore la calidad. Sin embargo a corto plazo

son necesarios sistemas de apoyo económico que garanticen una

15


rentabilidad razonable de estas inversiones. Estos refuerzos tienen su

fundamento en los beneficios adicionales que las energías renovables

aportan al sector, como es la internalización de los costes

medioambientales o la disminución de dependencia energética del

exterior, por citar algunos ejemplos. Además también se deberían mejorar

otros aspectos básicos de cara a la regulación como puede ser el derecho

de venta de la energía, facilitar los accesos a la red y otras formas de

apoyo a través de ayudas a la inversión, créditos blandos o incentivos

fiscales.

3 Medio ambiente

En esta última década existe una creciente preocupación por el

cuidado del medioambiente y, en particular, por la emisión de gases de

efecto invernadero principales causantes del calentamiento global. Este

interés se está viendo plasmado en la proliferación de acuerdos

internacionales que intentan establecer unas bases que permitan frenar

este fenómeno.

Dentro de los más importantes, cabe destacar el Protocolo de Kyoto

que fue asumido en 1997 en el ámbito de Naciones Unidas y trata de

frenar el cambio climático. Uno de sus objetivos es contener las emisiones

de los gases que aceleran el calentamiento global, y, hasta la fecha, ha

sido ratificado por 163 países. Este acuerdo impone para 39 países que

se consideran desarrollados, ya que no afecta a los países en vías de

16


desarrollo como Brasil, India o China, la contención o reducción de sus

emisiones de gases de efecto invernadero.

Para llevar a cabo esta reducción de emisiones según el Protocolo

de Kyoto, se tomaron como base las generadas en el año 1990, de forma,

que los países que acatan el Protocolo deberán reducir sus emisiones en

un 8%. Para verificar el cumplimiento se medirá la media de emisiones

desde el año 2008 hasta el 2012.

La Unión Europea se ha comprometido a reducir sus emisiones

también en un 8%. Cada estado miembro define en el Plan Nacional de

Asignación (PNA) el reparto de los derechos de emisión

correspondientes.

Reparto de los derechos de emisión en la UE

Gráfico 1.12

Fuente: Worldwatch Institute

17


En Europa la situación a cierre de 2004 presenta en general una

evolución alejada del objetivo.

Distancia a los objetivos de Kyoto EU-15 en 2004

Fuente: BBC Gráfico 1.13

En concreto a España se le consentiría un aumento en sus

emisiones del 15%, partiendo como base de lo emitido en 1990. El

problema para España radica en que, hasta la fecha, estas emisiones han

aumentado en torno al 50%, lo que complica en gran medida el

cumplimiento del Protocolo de Kyoto.

18


Evolución de las emisiones de Gases de Efecto Invernadero en España

Fuente: CC.OO. Mayo 2008 Gráfico 1.14

Al hilo de las propuestas presentadas por la Comisión Europea en

enero de 2007, todos los Jefes de Estado y de Gobierno se han

comprometido a reducir las emisiones de la UE en un 20 % de aquí a

2020, o en un 30 % si hubiera un acuerdo internacional, y a que, también

para esa fecha, el 20 % de la energía proceda de fuentes renovables y el

rendimiento energético aumente en un 20%.

19


Objetivos globales nacionales en relación con la cuota de energía procedente

de fuentes renovables en el consumo de energía final en 2020

Tabla 1.3

Fuente: Propuesta de directiva del Parlamento europeo y del Consejo relativa al fomento del uso de

energía procedente de fuentes renovables. Enero 2008.

20


Fuente: RWE Gráfico 1.15

Recientemente, en diciembre de 2007, la Conferencia de las

Naciones Unidas sobre el Cambio Climático reunió en Bali a líderes de

todo el mundo con el objetivo de iniciar negociaciones con vistas a un

acuerdo internacional relativo al cambio climático en el período posterior a

2012, año en que vence el Protocolo de Kyoto.

En dicha cumbre se ha acordado un compromiso de reducción de

emisiones entre las potencias más fuertes a nivel mundial. Este acuerdo,

aunque no obliga a cumplir objetivos específicos, cuenta con el apoyo de

Estados Unidos.

21


Debido al déficit de derechos, los distintos países han de planificar

su estrategia de cobertura ya sea a través de instalaciones con una

capacidad menor de contaminación, sumideros o distintos mecanismos de

flexibilidad.

Dentro de este conjunto de medidas, las energías renovables

jugarían un papel muy importante debido a que a lo largo de su vida útil a

penas generan emisiones.

Emisiones producidas por 1 kWh de generación eléctrica calculados con el Análisis de Ciclo de Vida

Tipo de generación G.E.I. (g CO2/kWh)

SO2 (mg/kWh)

NO (mg/kWh)

Partículas (mg/kWh)

Hidroeléctrica 2-48 5-60 3-42 5 Nuclear 2-59 3-50 2-100 2 Eólica 7-124 21-87 14-50 5-35 Fotovoltaica 13-731 24-490 16-340 12-190 Biomasa 15-101 12-140 701-1.950 217-320 Gas natural 389-511 4-15.000 13-1.500 1-10 Carbón (planta moderna) 790-1.182 700-32.321 700-5.273 30-663

Tabla 1.4

Fuente: “Hydropower-Internalised Costs and Externalised Benefits

Además, como su propio nombre indica, son renovables, es decir, se

producen de forma continua y son inagotables a escala humana que es

una de las mayores desventajas de los combustibles fósiles que son la

mayor fuente de energía primaria hasta el momento.

Entre los sectores que más emisiones generan en España se

encuentra en primer lugar el de la electricidad, por ello es muy importante

el desarrollo de tecnologías limpias que permitan reducir esta cuota.

22


Emisiones por sectores en España en 2007

Fuente: CC.OO. Mayo 2008 Gráfico 1.16

Teniendo en cuenta esta reflexión, se puede concluir apuntando que

las energías renovables son una fuente de ventajas, tanto si nos basamos

en las tendencias más actuales del sector como si nos fijamos en las

preocupaciones que ocupan a los gobiernos del mundo y a la sociedad. El

desarrollo de estas tecnologías y su inclusión en el mix energético de los

distintos países protagonizarán un papel protagonista en la evolución

hacia un sector eléctrico más seguro, eficiente y respetuoso con el medio

ambiente.

23

La Energía Eólica

Capítulo 2 LA ENERGÍA EÓLICA

1 Aspectos Generales

La energía eólica es la energía mecánica que en forma de energía

cinética transporta el aire en movimiento. Históricamente este tipo de

energía primaria se utilizó para impulsar navíos, bombear agua y en los

molinos.

Actualmente, la explotación de la energía eólica se lleva a cabo

fundamentalmente en el sector eléctrico. La energía cinética del aire se

transforma en energía eléctrica en los aerogeneradores que por medio de

aspas o hélices hacen girar un eje central, conectado a través de una

serie de engranajes, a un generador eléctrico. La potencia obtenida es

directamente proporcional al cubo de la velocidad del viento, por tanto,

pequeñas variaciones de velocidad dan lugar a grandes variaciones de

potencia.

Un aerogenerador ralentiza el viento al pasar por el rotor hasta 2/3

de su velocidad inicial, lo que significa que no aprovecha toda la energía

cinética que el viento aporta al rotor. Según la Ley de Betz sólo puede

convertirse menos de 16/27, aproximadamente el 59%, de la energía

cinética del viento en mecánica usando un aerogenerador.

24

La Energía Eólica

La potencia extraída del viento viene representada por la siguiente

fórmula:

)()(41 2

22121 vvvvAP −⋅+⋅⋅⋅= ρ

Ecuación 2.1

La captación de la energía eólica se produce mediante la acción del

viento sobre las palas. El principio aerodinámico por el cual el conjunto de

palas gira, es similar al que hace que los aviones vuelen. Según este

principio, el aire es obligado a fluir por las caras superior e inferior de un

perfil inclinado, generando una diferencia de presiones entre ambas

caras, y dando origen a una fuerza resultante que actúa sobre el perfil.

Para que un aerogenerador se ponga en marcha necesita de un

valor mínimo del viento para vencer los rozamientos y comenzar a

producir trabajo útil, a este valor mínimo se le denomina velocidad de

conexión, sin la cual no es posible arrancar un aerogenerador. A partir de

este punto empezará a rotar convirtiendo la energía cinética en mecánica,

hasta que alcance la potencia nominal, generalmente la máxima que

puede entregar. Llegados aquí empiezan a actuar los mecanismos activos

o pasivos de regulación para evitar que la máquina trabaje bajo

condiciones que puedan dañarla. Aunque continúe operando a

velocidades mayores, la potencia que entregará seguirá siendo igual a la

25

La Energía Eólica

nominal, y esto se producirá hasta que alcance la velocidad de corte,

donde, por razones de seguridad, se detiene.

Existen dos tipos de instalaciones eólicas:

• Aisladas, que generan electricidad en lugares remotos,

principalmente para autoconsumo. Estas instalaciones pueden ir

combinadas con placas solares fotovoltaicas.

• Parques eólicos, que generan energía para verterla a la red

eléctrica.

En este último caso, cada aerogenerador dispone de un centro de

transformación que eleva la tensión de baja a media tensión y, a través de

una o varias líneas que recorren la alineación haciendo entrada y salida

en cada centro del molino, vierte la producción de energía a una

subestación que a su vez eleva la tensión inyectando a la red de alta o

muy alta tensión.

En cuanto a la tecnología más utilizada, destaca el aerogenerador

de eje horizontal, que es el empleado en la actualidad.

Consta de tres partes básicas:

• El rotor, que incluye el buje y las palas, generalmente tres.

• La góndola, dónde se sitúan el generador, las multiplicadoras y

los sistemas hidráulicos de control, orientación y freno.

• La torre, estructura tubular.

26

La Energía Eólica

Componentes de un aerogenerador

Gráfico 2.1

2 Ventajas y Retos

Las principales ventajas de los parques eólicos respecto a otro tipo

de tecnologías son las siguientes:

- Existencia de recurso eólico ilimitada, es decir, no hay

problema de que se agote con el paso de los años.

- Tecnología más desarrollada que la de otras fuentes de

energía renovable, que ha permitido hacer frente a

inconvenientes que existían al comienzo de su implantación. La

variación de la tecnología ha hecho posible por ejemplo la

27

La Energía Eólica

fabricación de máquinas con unos límites de potencia máxima

mayores que también permiten la regulación de reactiva.

- Poseen un coste más competitivo con el de las fuentes de

generación convencionales que otro tipo de energías

renovables.

Costes medios de generación (€/MWh)

Gráfico 2.2

- El tiempo de construcción y desarrollo de nuevas instalaciones

es menor también que el de otras opciones energéticas.

- Al tratarse de una fuente de energía renovable, las ventajas

medioambientales son muy importantes. Si sustituyésemos un

parque eólico de 50 MW y 2300 horas equivalentes por una

central térmica convencional de la misma capacidad de

generación, estaríamos emitiendo al ambiente 100.000

toneladas de CO2 anualmente y para generar la misma 28

La Energía Eólica

cantidad de energía serían necesarias 24.000 toneladas de

petróleo al año.

En cuanto a los retos que hay que hacer frente cabe destacar:

- Un mayor avance tecnológico en el ámbito de la integración en

el sistema eléctrico, ya que debido a estas características, la

energía eólica no puede ser utilizada como única fuente de

energía eléctrica:

• La predicción de la producción, porque la aleatoriedad

del viento hace que ésta sea una tarea complicada.

Se deben diseñar sistemas que permitan gestionar

en cierta medida su variabilidad.

• La regulación de reactiva.

• Los huecos de tensión, que son variaciones en la

tensión de la red eléctrica que se producen por

múltiples razones, desde problemas en centrales de

generación a desconexiones en centros de consumo.

Para protegerse y evitar averías, los generadores

eólicos están diseñados para desconectarse si los

huecos de tensión duran más de un tiempo

determinado. El problema es que la desconexión de

los aerogeneradores agudiza los huecos de tensión

en el conjunto de la red. Por ello, el gestor técnico del

sistema, Red Eléctrica de España (REE), ha pedido al 29

La Energía Eólica

sector eólico que los aerogeneradores tarden más en

desconectarse.

- Un desarrollo de la red eléctrica que dé lugar a una

incorporación más fácil de la energía generada por los parques

eólicos.

- Una mejora de la tecnología de la eólica offshore que permita

aprovechar todo su potencial. La construcción de parques

eólicos en el mar, donde el viento es más fuerte, más constante

y hay menos impacto social, hace que aumenten los costes de

instalación y mantenimiento, que se traduce en una limitación a

las inversiones. Todos los parques offshore están situados en

el Norte de Europa, principalmente en Dinamarca y Reino

Unido.

Reparto de la potencia instalada de eólica offshore en el mundo

Gráfico 2.3

Fuente: EWEA

30

La Energía Eólica

3 Evolución de la Energía Eólica en la Unión Europea y en

España

La instalación de parques eólicos aumenta día a día en todos los

países. En los últimos diez años, gracias a un desarrollo tecnológico y a

un incremento de su competitividad en términos económicos, la energía

eólica ha pasado de ser una utopía marginal a una realidad que se

consolida como alternativa futura y, de momento complementaria, a las

fuentes contaminantes.

Potencia instalada durante el año 2007 EU-27

Gráfico 2.4

Fuente: EWEA

31

La Energía Eólica

Gráfico 2.5 Fuente: EWEA

32

La Energía Eólica

En España la energía eólica ha experimentado un mayor empuje

que otro tipo de energías renovables, llegando a superar a finales del año

2007 los 15.000 MW de potencia instalada, lo que le ha colocado entre los

países que se encuentran a la cabeza en la generación de este tipo de

energía a nivel mundial.

El Plan de Energías Renovables para el período 2005-2010 fue

elaborado con el propósito de reforzar los objetivos prioritarios de la

política energética, que como ya se ha mencionado con anterioridad, son

la garantía de la seguridad, la calidad del suministro eléctrico y el respeto

al medio ambiente y con la determinación de dar cumplimiento a los

compromisos de España en el ámbito internacional (Protocolo de Kyoto y

Plan Nacional de Asignación) y a los que se derivan de su pertenencia a

la Unión Europea. En las previsiones destaca la importante contribución

pronosticada de la energía eólica, que eleva su objetivo de potencia

instalada hasta 20.155 MW en 2010 (con una producción estimada de

45.511 GWh). Este objetivo se encuentra en revisión debido a la reciente

Directiva establecida por la Comisión europea en la que se anuncia una

meta del 20% de potencia instalada de energías renovables sobre el

consumo final para el año 2020, en la que la energía eólica jugará un

papel importante.

Parte de este éxito se debe a la existencia de un marco de apoyo

económico adecuado que permite invertir en este tipo de tecnología

obteniendo una rentabilidad aceptable. En el siguiente apartado se

analizarán los distintos marcos retributivos más comunes y sus ventajas.

33

La Energía Eólica

Evolución anual de la potencia eólica instalada y previsión según el Plan de

Energías Renovables 2005-2010

Fuente: Asociación Empresarial Eólica Gráfico 2.6

4 Las sendas de Precios

La senda de precios consiste en una estimación, a lo largo de los

años, de los ingresos por unidad de energía que se prevén obtener, en

este caso, por la generación de energía eólica en un determinado país.

Para llegar a una estimación final hace falta un estudio riguroso de la

legislación vigente que hace referencia a los marcos regulatorios de las

energías renovables, en las que se describen los sistemas de retribución

existentes y la normativa al respecto.

34

La Energía Eólica

Cada país tiene la libertad de definir el sistema de apoyo a las

energías renovables que desee con el objetivo de fomentar su desarrollo.

El diseño de unos marcos de apoyo a las energías renovables adecuado

por parte de los distintos países es fundamental para alcanzar los

objetivos planteados para el futuro.

Cualquier sistema de apoyo a las energías renovables debería

caracterizarse, dado el carácter intensivo de la inversión, por estar

claramente definido y consagrado a medio plazo y largo plazo en la

legislación nacional, dar previsibilidad a la retribución que se obtendrá

durante toda la vida de la inversión y asegurar un riesgo bajo y un retorno

suficiente, competitivos ambos con otras opciones de inversión.

A continuación se exponen los distintos marcos de apoyo económico

existentes.

4.1 Marcos de Apoyo Económico

Los marcos de apoyo económico a las energías renovables surgen

porque actualmente el coste de estos tipos de tecnologías no es

competitivo frente a los de las fuentes de generación convencionales. El

desarrollo de las energías renovables dependerá, por tanto, de que se

definan marcos de apoyo económico que garanticen una rentabilidad

razonable de las inversiones.

35

La Energía Eólica

Existen distintas estrategias regulatorias de promoción de energías

renovables dependiendo de la naturaleza del apoyo y sus limitaciones

como se puede observar en el siguiente cuadro:

Tabla 2.1

Dentro de todos ellos hay dos que son principalmente los más

comunes: los sistemas de precios y los sistemas de cuotas.

4.1.1 Sistemas de Precios

Dentro de los sistemas de precios el más común es el de primas o

feed-in-tariff.

Consiste en el derecho de venta de toda la energía a un precio

regulado durante un determinado período de tiempo. Dentro de la

legislación se define la retribución para las energías renovables en

función de los costes de generación, ya que cada tipo de tecnología

posee un volumen distinto de gastos, así como el período de percepción

de la prima. El marco de apoyo resultante deberá garantizar la

amortización del activo dentro de un margen de rentabilidad razonable.

36

La Energía Eólica

En un principio, no se podría controlar la capacidad a instalar en

respuesta al precio dado, pero lo que se está llevando a cabo es limitar el

apoyo a un determinado objetivo de MW.

4.1.2 Sistemas de Cuotas

Los sistemas de cuotas se basan en la creación de mercados de

certificados verdes negociables.

El regulador del sistema proporciona un determinado número de

certificados verdes a aquellos productores de energía renovable en

función de la energía generada. A su vez, el regulador impone una

determinada cuota renovable a las comercializadoras de electricidad,

pudiendo también definir multas por incumplimiento de esas obligaciones,

por lo que dichas comercializadoras deben comprar certificados verdes

para cumplir su cuota. De esta forma se establece un nuevo tipo de

mercado.

El productor renovable obtiene en este tipo de sistemas dos ingresos

distintos, por un lado el proveniente de la venta de energía en el mercado

eléctrico y por otro, el resultado obtenido de la venta de los certificados

verdes.

En este tipo de marco de apoyo, el regulador crea la necesidad de

desarrollar instalaciones de generación de energía renovable y, de forma

indirecta, controla la capacidad a instalar, pero sin embargo no puede

controlar la retribución que se obtendrá por MWh, ya que ésta queda

establecida en el mercado.

37

La Energía Eólica

4.2 Análisis de los Distintos Marcos de Apoyo

De acuerdo con los análisis de viento, el potencial eólico en Europa

se encuentra principalmente en Reino Unido, Irlanda y la costa occidental

europea, sin embargo, estos mercados prácticamente no se han

desarrollado mientras que países como España y Alemania, con menor

recurso eólico, sí lo han hecho. Como se explica a continuación, este

hecho está estrechamente ligado a los marcos retributivos de cada país.

Atlas eólico de Europa

Fuente: Wind Atlas Gráfico 2.7

38

La Energía Eólica

Más del 90% del total de la capacidad eólica instalada en la Unión

Europea está situada en países con sistemas de primas. La aplicación de

este sistema regulatorio supone un importante incentivo a la generación

renovable siempre y cuando la tarifa se sitúe en un nivel suficiente como

para asegurar rentabilidades atractivas. Evidentemente, cuando la prima

se ha situado demasiado baja como para garantizar una rentabilidad

adecuada, el sistema ha sido incapaz de hacer crecer de forma sustancial

la potencia instalada.

Ranking europeo de potencia instalada en 2007 y marcos de apoyo

Instalada 2007 Total 2007 Total 2006 Marco de apoyo Alemania 1.667 22.247 20.622 Tarifa España 3.522 15.145 1.623 Tarifa Dinamarca 3 3.125 3.136 Tarifa Italia 603 2.726 2.123 Certificados Francia 888 2.454 1.567 Tarifa Reino Unido 427 2.389 1.962 Certificados Portugal 434 2.150 1.716 Tarifa Holanda 210 1.746 1.558 Tarifa Austria 20 982 965 Tarifa Grecia 125 871 746 Tarifa

Tabla 2.2

En los sistemas de cuotas existe un mayor riesgo y una mayor

volatilidad de las inversiones por el hecho de depender de dos mercados

distintos. Esto hace que el inversor exija primas más elevadas para

intentar cubrir ese riesgo añadido que conlleva este tipo de sistemas.

39

La Energía Eólica

Precios de apoyo a la energía eólica onshore en EU-15 con los costes marginales

de generación a largo plazo (*)

(*) Todos los marcos de apoyo se han considerado con una duración normalizada de 15 años.

Fuente: Unión Europea Gráfico 2.8

A nivel mundial ocurre el mismo fenómeno, países como Estados

Unidos, Canadá, China o India, situados entre los diez países con mayor

potencia instalada, tienen marcos de retribución distintos a los certificados

verdes. Además, de nuevo, a la cabeza del ranking mundial de potencia

instalada son mayoría los países con sistema de primas.

40

La Energía Eólica

Ranking mundial de potencia instalada en el año 2007

41

Gráfico 2.9

Fuente: EWEA

EEUU Incentivos fiscales + REC España Tarifa China Tarifa India Incentivos fiscales + Tarifa Alemania Tarifa Francia Tarifa Italia Certificados Portugal Tarifa Reino Unido Certificados Canadá Tarifa

Tabla 2.3

REC= Renewable Energy Credit, sistema similar al de los créditos verdes vigente en algunos estados

Por lo tanto tres son los pilares básicos que determinan la eficacia

de los marcos de apoyo: predictibilidad, estabilidad y rentabilidad. El

inversor necesita un marco de apoyo que le permita ser competitivo; que

sea predecible, para asumir los menores riesgos posibles; y que

permanezca estable en el tiempo, es decir, que se mantenga vigente

durante toda la vida útil del activo.

El Modelo de Negocio de los Parques Eólicos

Capítulo 3 EL MODELO DE NEGOCIO DE LOS

PARQUES EÓLICOS

1 Características del Negocio de los Parques Eólicos

El negocio de los parques eólicos se caracteriza por precisar una

gran inversión inicial que será restablecida a lo largo de la vida útil del

activo a través de la venta a la red eléctrica de la energía generada. La

cantidad de energía que se podrá producir dependerá principalmente de

la potencia nominal de los aerogeneradores y de las singularidades del

viento en el lugar donde esté situado el parque.

El camino que hay que seguir hasta la puesta en funcionamiento de

la instalación es largo y complejo. El tiempo que suele transcurrir desde el

inicio de las mediciones de viento en el emplazamiento escogido hasta la

puesta en marcha es del orden de seis años. Esto es debido a los largos

plazos de tramitación, que duran entre dos y cuatro años.

Una vez comienza la actividad se incurrirá en una serie de gastos de

operación y mantenimiento que son necesarios para el correcto

funcionamiento del parque eólico. Además habrá que hacer frente a los

costes relacionados con la administración, los seguros y el alquiler de los

terrenos.

42


2 Plan de Negocio

Los aspectos fundamentales a tener en cuenta a la hora de

promocionar un proyecto eólico son, entre otros, la legislación vigente, el

emplazamiento, las infraestructuras eléctricas, el análisis y evaluación del

proyecto de inversión, la construcción y montaje y el régimen de

producción y venta de energía.

Cabe destacar entre todos ellos el análisis y evaluación del proyecto

de inversión o plan de negocio, reflejo económico-financiero y operativo

de un proyecto u oportunidad de negocio basado en una serie de

hipótesis que permite reflexionar sobre la viabilidad operativa y rentable

de un proyecto a través del análisis de todas las variables que pueden

jugar un papel importante en el entorno del mismo mediante la simulación

de distintos escenarios de negocio.

Esta evaluación permite valorar un proyecto desde diferentes puntos

de vista:

• Económico: rentabilidad, valor que aporta el proyecto,

riesgos, plazos de recuperación de la inversión.

• Operativo: fechas de los hitos, impacto debido a la variación

de los parámetros operativos, credibilidad de los inputs.

• Estratégico: ventajas competitivas, experiencia para una

nueva área de negocio.

43


Los objetivos de este plan de negocio son principalmente el análisis

de la viabilidad económica del proyecto y la evaluación de los riesgos del

mismo.

En este caso, se elaborará un modelo informático de análisis

económico de proyectos orientado a la evaluación de sendas eólicas de

precios. A través del cálculo de la rentabilidad y de determinados análisis

de sensibilidad se pretende examinar la predicción realizada sobre la

retribución a lo largo de los años que se percibirá por la venta de la

energía eólica generada por un determinado parque.

Con el objeto de elaborar este modelo, primero habrá que analizar

las distintas opciones que existen dirigidas a la valoración de proyectos a

la vez que se realiza un estudio del modelo de negocio de los parques

eólicos y los distintos parámetros de influencia en el cálculo de la

rentabilidad.

3 Valoración del Proyecto

3.1 Rentabilidad Mínima Exigida

Uno de los primeros aspectos que hay que tener en cuenta a la hora

de valorar un proyecto es la estructura de financiación del mismo.

Un proyecto puede financiarse de muy diversas maneras. Las dos

fuentes principales de financiación son:

44


• Fondos propios o los aportados por los accionistas del

proyecto

• Fondos ajenos que pueden ser aportados por entidades

financieras, capital privado, inversores institucionales.

Además, estos recursos también pueden clasificarse atendiendo al

coste de su devolución:

• Fondos sin coste

• Fondos ajenos con coste

• Fondos propios

El índice de apalancamiento muestra el porcentaje de recursos

ajenos con coste sobre fondos propios. Este indicador es importante

porque la estructura de financiación del proyecto posee un impacto directo

sobre el plan de negocio.

El proyecto será económicamente viable cuando sea capaz de

remunerar a los diferentes fondos con los que se ha financiado, es decir,

cuando lo que obtenga del proyecto sea mayor que lo que me cuestan los

recursos invertidos.

La rentabilidad mínima exigida a un proyecto o WACC (Weighted

Averaged Cost of Capital) es aquella que me permite remunerar a las

diferentes fuentes de capital utilizadas para la financiación del mismo y se

calcula como la media ponderada del coste de capital y del coste de la

deuda.

45


El coste de capital es aquella retribución mínima que asigna cada

inversor a sus recursos, mientras que el coste de la deuda será aquel

estipulado por las entidades financieras a las que se ha recurrido.

La rentabilidad real del proyecto será, por lo tanto, la diferencia entre

la rentabilidad total del proyecto y la rentabilidad mínima exigida.

Gráfico 3.1

Por lo tanto, se podría decir que cualquier proyecto con rentabilidad

inferior a la mínima exigida estaría destruyendo valor para el accionista.

3.2 Métodos de Valoración Económica de Proyectos

La valoración económica de un proyecto puede realizarse de dos

formas complementarias: por Descuentos de Flujos de Caja o por

Múltiplos de Transacciones Comparables.

46


3.2.1 Descuentos de Flujos de Caja

El método de Descuento de Flujos de Caja es el más apropiado para

analizar la rentabilidad de un proyecto, ya que los flujos de caja recogen

el valor producido por el mismo a lo largo de toda su vida útil, o lo que es

lo mismo, la capacidad que tiene el negocio de generar liquidez. Se trata

de un análisis de los fundamentales de la inversión. Para poder utilizar

este método, los ingresos y costes generados durante la explotación

deben ser predecibles con un elevado grado de certidumbre y además

sus inversiones tienen que ser conocidas.

Existen dos tipos de flujos de caja distintos: el flujo libre de caja y el

flujo de caja del accionista.

El flujo libre de caja es el reflejo de las entradas y salidas de caja del

negocio, sin tener en cuenta los costes de la estructura financiera, que

aporta información sobre la rentabilidad del proyecto.

Gráfico 3.2

47


El flujo de caja del accionista indica lo que obtiene el accionista de

un proyecto. Se trata de la caja que le queda al accionista una vez

devueltos los recursos obtenidos de terceros y su correspondiente coste.

Gráfico 3.3

3.2.2 Múltiplos de Transacciones Comparables

Las metodologías de valoración por múltiplos son normalmente un

complemento al de Descuentos de Flujo de Caja que es mucho más

representativo cuando se conoce información fiable del proyecto.

No obstante, en ocasiones, estos métodos son una única alternativa

ya que el uso del Descuento de Flujo de Caja puede no ser conveniente

como en los casos que se enumeran a continuación:

48


- No hay acceso a los flujos de caja.

- Existe muy poca información disponible de la compañía, de la

industria y de sus tendencias.

- La industria está experimentando un crecimiento muy rápido.

- La industria está afectada por productos o tecnología de ciclos

de vida muy rápidos.

- Por cualquier motivo, se considera que la compañía genera

flujos de caja muy pequeños.

- Consideraciones estratégicas que hacen que los flujos de caja

sean menos relevantes al valor final.

Para el cálculo de estos Múltiplos se precisa de una transacción con

las mismas características técnicas y operativas para que pueda ser

comparable con la del proyecto en cuestión.

Algunos de los múltiplos más utilizados son los márgenes de

Beneficio Neto, EBIT Y EBITDA sobre las ventas. En el caso del sector

eléctrico, uno de los múltiplos más representativos es el Precio por MW

Operativo.

La utilidad de los múltiplos reside en que aportan información

fácilmente comparable sobre la situación del negocio y de los

competidores en el mercado.

49


3.2.3 Proyecto de un Parque Eólico

En este caso, para la valoración económica de proyectos eólicos se

utilizará el Método de Descuentos de Flujo de Caja, ya que los ingresos y

los costes en este tipo de instalaciones se pueden predecir con márgenes

de error aceptables.

Además, se utilizará el cálculo del Flujo Libre de Caja porque lo que

se pretende es el cálculo de la rentabilidad del proyecto exclusivamente y

no lo que obtiene el accionista del proyecto.

4 Parámetros de Estudio

Como acabamos de indicar, el método escogido para la valoración

económica ha sido el de Descuentos de Flujo de Caja, por lo que para

poder calcular la rentabilidad del proyecto será necesario obtener los

distintos flujos de caja que tienen lugar a lo largo de la vida útil del mismo.

A su vez, estas entradas y salidas de dinero dependen de distintas

variables, en este caso muchas de ellas características de los parques

eólicos.

Normalmente, antes de la fecha de puesta en marcha (PEM), tienen

lugar una serie de desembolsos para el pago de la inversión y de los

costes de compra correspondientes, éstos representan las aportaciones

de capital necesarias para financiar la adquisición o desarrollo de los

activos del proyecto. Habrá que tener en cuenta tanto las cantidades

desembolsadas como el calendario con las fechas en las que tienen lugar

dichos pagos.

50


Una vez empieza el funcionamiento de las máquinas, se generarán

unos determinados flujos de caja durante la vida útil del proyecto que

representan el flujo neto de entradas y salidas de efectivo derivadas del

funcionamiento de la instalación con los que se pretende una

recuperación de la inversión llevada a cabo.

El ingreso principal en un parque eólico se obtiene de la retribución

de la energía que se vierte a la red, además puede haber otros ingresos

debidos a la prestación de servicios complementarios a la venta de

energía como es la regulación de potencia reactiva.

Hay costes de muy variadas naturalezas. Por un lado estarían los

que hacen referencia a los gastos operativos del parque como es el caso

de la operación y mantenimiento, el pago de seguros, el canon de

terrenos, la cuota de conexión a la red, la administración del parque. Por

otra parte hay que considerar el pago de impuestos, tasas locales y

costes derivados de la financiación. La inclusión de estos últimos a la hora

de calcular los flujos de caja dependerá del tipo de rentabilidad que se

pretende analizar. En el caso de tratarse exclusivamente de la

rentabilidad del proyecto no se deberán tener en cuenta mientras que

para la rentabilidad del accionista deberán descontarse.

A su vez, los gastos e ingresos dependen de otras muchas variables

que pueden estar relacionadas con:

• Características técnicas del parque: potencia instalada,

número de horas equivalentes de funcionamiento

51


• Estructura de financiación: intereses, volumen de la deuda,

porcentaje de fondos propios

• Contabilidad: período de amortización fiscal, exenciones

fiscales, tipo impositivo, inflación, plazo de cobro, plazo de

pago

• Negocio: senda eólica, garantías

Una vez alcanzada la vida útil del parque, puede existir cierto valor

residual que dependerá de la vida útil de los activos, el tipo de proyecto

etc.

Gráfico 3.4

52


5 Indicadores de Rentabilidad

De cara a la selección de un proyecto existen diferentes indicadores

de rentabilidad basados en los Flujos de Caja. Los más característicos

son el Valor Actual Neto, la Tasa Interna de Rentabilidad y el Período de

recuperación o Payback.

5.1 Valor Actual Neto

Se trata del valor financiero a día de hoy de los flujos de caja futuros

generados por la inversión.

Para poder obtener el VAN hay que utilizar una determinada tasa de

descuento con el fin de traer a la fecha actual estos flujos. Como lo que se

pretende es mantener las hipótesis de rentabilidad del proyecto, esa tasa

de descuento coincidirá con la tasa de rentabilidad mínima exigida,

habitualmente el WACC que, como ya se indicó, refleja la retribución de

las diferentes fuentes de financiación del proyecto.

5.2 Tasa Interna de Rentabilidad

La Tasa Interna de Rentabilidad es el tipo de interés al que hay que

descontar los flujos de caja para obtener un Valor Actual Neto igual a

cero.

Este indicador proporciona una idea de la rentabilidad de un

proyecto. Si tenemos en cuenta que a dicho proyecto hay que exigirle una

rentabilidad mínima, la rentabilidad real del mismo será la diferencia entre

la TIR y el WACC.

53


Es importante resaltar que la rentabilidad puede medirse a nivel de

proyecto o de accionista, en este caso se considerará la del proyecto.

5.3 Período de Recuperación o Payback

Indica el período temporal desde que se realiza la inversión hasta

que ésta es recuperada a través de los flujos de caja generados por la

instalación.

Dependiendo del perfil del inversor y de su capacidad financiera, el

Período de Recuperación de la inversión puede ser una variable

importante a la hora de evaluar el proyecto.

Esta variable cobra importancia cuando se desea generar más

fondos o recursos, ya que períodos de recuperación pequeños dan la

posibilidad de reinvertir los beneficios obtenidos de la actividad del

negocio.

Un proyecto puede tener, por lo tanto, varios períodos de

recuperación en función del calendario de inversiones que se haya

establecido.

Gráfico 3.5

54


55

5.4 Elección del Indicador de Rentabilidad

tas, cada gestor seleccionará

aquel indicador de rentabilidad que considere más adecuado y acorde a

sus políticas de inversión.

asignación de recursos escasos a

proyectos, la Tasa Interna de Rentabilidad es el mejor indicador.

se

debería seleccionar el siguiente parámetro que se utilizará para la

valoración de la inversión, teniendo en cuenta el tipo de proyecto y política

de inversión, un indicador de valor o riesgo. Aquel proyecto con mayor

VAN será el que tenga un valor más elevado, mientras que un menor

Período de Recuperación estará indicando un menor riesgo.

iesgos

eva asociado una serie de riesgos. En el caso del

proyecto de un parque eólico se pueden identificar cuatro categorías

fundamentalmente:

icos

Atendiendo a las características expues

Cuando el único parámetro es la

Ante dos proyectos con idéntica Tasa Interna de Rentabilidad,

6 Riesgos

6.1 Tipos de R

Todo proyecto ll

- Riesgos operativos

- Riesgos financieros

- Riesgos regulatorios

- Riesgos macroeconóm


6.1.1 Riesgos Operativos

56

s tienen que ver por ejemplo con retrasos en la

fecha de puesta en marcha del parque, horas de recursos eólico por

debajo de lo previsto, aumento de los costes de inversión por encima de

lo esperado o rendimientos del activo inferiores a lo inicialmente

establecido.

más críticos en cuanto a su

impacto, se analiza la variación del Valor Actual Neto o la Tasa Interna de

Rentabilidad frente a la variación de dichos parámetros. Uno de los

métodos que se utiliza es el estudio del comportamiento de estos

indicadores de rentabilidad frente a una misma variación porcentual de

todos los parámetros en cuestión para ver con cuál de ellos existe una

mayor sensibilidad al cambio.

s financieros se incluyen todos aquellos que

puedan derivar en la imposibilidad de afrontar los compromisos de la

deuda.

go se deben calcular los flujos de caja

del proyecto enfrentados a los flujos de la deuda, para cubrir, en caso

necesario, un requerimiento puntual de tesorería de los diferentes

escenarios propuestos. Existen algunos ratios que permiten evaluar este

riesgo como el del EBIT, que son los beneficios antes de intereses e

impuestos, entre los intereses de la deuda, el de flujo de caja operativo

Los riesgos operativo

Para seleccionar los parámetros

6.1.2 Riesgos Financieros

Dentro de los riesgo

A la hora de evaluar dicho ries


entre los intereses o el del flujo de caja entre la devolución del principal de

la deuda.

57

6.1.3 Riesgos Regulatorios

s se deben principalmente a un cambio en la

legisl

to del mercado y de la

actua

6.1.4 Riesgos Macroeconómicos

os cambios coyunturales de la economía

dond

llevarse a cabo dentro de la valoración del

entor

6.2 Análisis de los Riesgos

gos será muy importante para posteriormente

pode

Los riesgos regulatorio

ación vigente que modifique las reglas del mercado en cuanto a

retribuciones, licencias y permisos, entre otros.

Por ello es muy importante el conocimien

ción del órgano regulador, ya que pueden indicar posibles

variaciones en la toma de decisiones dentro del ámbito político en el

futuro de cara a aspectos normativos. Estas circunstancias dependerán

de la seguridad y estabilidad de cada uno de los países.

Son aquellos derivados de l

e se desarrolla el proyecto. El riesgo de la moneda y de la inflación

son los más relevantes.

Su análisis deberá

no del proyecto.

El análisis de estos ries

r elaborar un plan de contingencia y control adecuado a cada

situación.


Se requiere una valoración económica del impacto potencial de los

mismos tanto cuantitativamente como cualitativamente para poder

identificar de esta forma aquellos riesgos con una mayor influencia en el

proyecto, así como la probabilidad de ocurrencia de cada uno de ellos.

Además del análisis individual de cada uno de los parámetros que

pueden afectar a la valoración del proyecto, se debe estudiar la

posibilidad de que sucedan varias situaciones negativas a la vez.

7 Valoración de Proyectos Internacionales

Si la inversión se produce en un país extranjero, puede ocurrir que

dicho país tenga un riesgo diferente al del nuestro.

Uno de los riesgos más comunes se da cuando la inversión tiene

flujos de caja en otras monedas distintas a la normalmente utilizada, que

en el caso de España suele ser el euro. Este hecho es lo que se conoce

como riesgo añadido por tipo de cambio y se engloba dentro de la

categoría de riesgos macroeconómicos. En el caso de España, la

depreciación de la moneda extranjera respecto al euro podría llegar a

reducir los ingresos, pero también esta reducción podría afectar a los

costes.

Un aspecto a tener en cuenta es que la elección de la moneda

utilizada no puede determinar el resultado del análisis. Los flujos de caja

se pueden calcular tanto en moneda local como en euros, pero siempre

habrá que ser coherente a la hora de calcular la rentabilidad mínima

58


exigida al proyecto porque en este término habrá que tener en cuenta

todos los riesgos añadidos debido a las características de la inversión.

En el caso de que la expectativa de tipos de cambio futuros sea

incierta, la mejor opción será descontar los flujos de caja en moneda local

y realizar el cambio del Valor Actual Neto obtenido en el proyecto con el

tipo de cambio actual. Además, tendrá que calcularse el WACC en

moneda extranjera aplicando el efecto del riesgo de dicho país porque la

Tasa Interna de Rentabilidad se habrá calculado con los flujos de caja en

moneda local y, en el caso de querer tener un referente, ambos deben

calcularse teniendo en cuenta las mismas condiciones.

59

Modelo para el Análisis Comparativo de Inversiones en Parques Eólicos

Capítulo 4 MODELO PARA EL ANÁLISIS

COMPARATIVO DE INVERSIONES EN PARQUES

EÓLICOS

Una vez que se han analizado todos los parámetros que van a influir

en la valoración económica de una proyecto eólico ya se puede elaborar

la herramienta que se utilizará con dicho fin.

1 Herramienta Informática

El programa informático escogido ha sido el Excel, hoja de cálculo

de Microsoft Office, que además de permitir una clara presentación de los

datos y la representación de gráficos, ofrece la posibilidad de programar

macros con Visual Basic que serán necesarias para el análisis de

sensibilidad.

También influye en esta decisión que el Excel es un programa

sencillo, con una gran versatilidad y disponible en la mayoría de los

equipos informáticos. Estas características permitirían poder realizar

cambios dentro del modelo, en el caso de que fuese necesario, en un

futuro, para llegar incluso a poder adaptarlo a otras tecnologías

energéticas distintas a la eólica.

60


2 Características y Funcionamiento del Modelo

El modelo informático está compuesto por ocho hojas de Excel cada

una de ellas con una función distinta:

• Datos de entrada

• Parques

• Tesorería

• Cuenta de resultados

• Balance

• Rentabilidad

• Análisis de sensibilidad de la TIR periódica

• Análisis de sensibilidad de la TIR no periódica

Gráfico 4.1

A continuación se explicará con detalle la información contenida en

cada una de ellas así como su utilidad.

2.1 Datos de Entrada

La hoja “Datos de entrada” permite al usuario asignar un valor a

todas aquellas variables que se han considerado para el análisis

61


económico del proyecto. El resto de parámetros dentro del programa

serán función de estos datos de entrada, no pudiéndose modificar el

contenido de las celdas de las demás hojas relacionadas con el cálculo de

la rentabilidad: “Parques”, “Tesorería”, “Cta Rdos”, “Balance” y

“Rentabilidad”.

Cabe destacar, que tampoco en esta hoja todas las casillas deben

ser rellenadas, sólo se introducirá la información requerida en aquellas

que estén coloreadas, ya que el resto de las celdas sirven simplemente

como información adicionales, por ejemplo el cambio a otras unidades o

la distribución de los valores a lo largo del tiempo.

62

Gráfico 4.2

Dentro de esta hoja se han dividido las variables en distintas

categorías:

- Datos generales del proyecto

- Datos técnicos


- Datos de la inversión

- Financiación

- Ingresos

- Gastos operativos

- Cuenta de resultados

- Balance

- Tesorería

- Rentabilidad

2.1.1 Datos Generales del Proyecto

Dentro de los datos generales del proyecto se han considerado su

nombre, la fecha de puesta en marcha compuesta por el año y el mes y la

vida útil de la instalación en años.

Gráfico 4.3

63


Todos ellos deben ser introducidos por el usuario. A la hora de

rellenar la celda del mes de la fecha de puesta en marcha del parque

eólico, aparecerá un desplegable con las opciones disponibles que

corresponden con los doce meses del año, para así evitar la posibilidad

de introducir datos erróneos que se salgan de las opciones contempladas.

Gráfico 4.4

El año de puesta en marcha y la vida útil, aparte de ser necesarias

para cálculos en otras hojas, se utilizan para la actualización automática

de las cabeceras que hacen referencia a cada año de la vida del proyecto.

Gráfico 4.3

Como apunte, cabe añadir que la vida útil de un parque eólico está

en torno a los 20 años.

64


2.1.2 Datos Técnicos

Existen muchas formas diferentes de indicar las características

técnicas de un parque, en este modelo se ha decidido especificar el

número de aerogeneradores y su potencia unitaria. En este caso, la

potencia total no debe ser rellenada, ya que se calculará automáticamente

una vez se hayan completado los dos campos anteriores.

Además será necesario establecer el número de horas equivalentes

(NEH) de funcionamiento para posteriormente evaluar la energía

producida. En los parques eólicos la estimación de este número será una

constante a lo largo de los años, pero en el caso de querer adaptar esta

herramienta a una instalación fotovoltaica en las que esta información es

variable en el tiempo, se ha añadido la posibilidad de poder modificar esta

cantidad todos los años, ya que los datos de las demás hojas que

dependen del NEH hacen referencia a las casillas por años y no a la

constante. Como la herramienta está diseñada para los parques eólicos,

la constante se copiará automáticamente en las celdas por años, por eso

las celdas no aparecen coloreadas, mientras que si lo que se pretende es

directamente rellenar éstas sólo habrá que tener en cuenta para

posteriores usos en instalaciones eólicas el volver a vincularlas otra vez

con la constante.

65


Gráfico 4.5

2.1.3 Datos de la inversión

Esta sección recoge toda la información que hace referencia a las

características económicas y temporales de la inversión.

Gráfico 4.6

Lo primero que hay que especificar es la moneda en la que se van a

efectuar las transacciones. Esto hará que se actualicen todas las

unidades de las variables monetarias del modelo. En el caso de no

rellenar este campo, aparecerá por defecto la palabra “moneda” como

unidad.

Gráfico 4.7

66


Gráfico 4.8

67

El ratio de inversión es el coste del inmovilizado por MW de potencia

instalada en el parque eólico y se imputa a fecha de puesta en marcha. El

factor de corrección intentará retocar la desviación de dicho ratio por el

cambio del valor del dinero a lo largo del tiempo, ya que no todas las

compras de bienes de inmovilizado tienen lugar en la misma fecha y

mucho menos coinciden con la de puesta en marcha. El cálculo de dicho

factor se hará teniendo en cuenta el calendario de inversión, pero éste

debe ser valorado por el usuario del modelo.

Las primas de compra, a las que habrá que hacer frente en el caso

de que el parque eólico se vaya adquirir una vez construido como añadido

a los costes de inversión en inmovilizado material, también se introducirán

en el modelo por unidad de potencia, en este caso kW. Éstas se

considerarán en la fecha exacta, mes y año, en la que se produce su

pago, por lo que esta vez no habrá que corregir su valor. Si se parte de

cero en la construcción de la instalación, este apartado no será necesario

rellenarlo, ya que el valor de estas primas de compra será cero.

Gráfico 4.9


Por último están los términos que hacen referencia a la fiscalidad. Se

debe señalar en una lista desplegable si el fondo de comercio, que en

este caso sólo incluye a las primas, es deducible o no, aspecto que

dependerá de la legislación de cada país. Además hay que completar las

celdas del número de años en los que se amortizarán el inmovilizado y las

primas de compra; y el valor residual que se presupone tendrá el parque

eólico al final de su vida útil en forma de tanto por ciento respecto al valor

total de la inversión en el activo.

Gráfico 4.10

2.1.4 Financiación

En el apartado de financiación se ha considerado la posibilidad de

sufragar el proyecto a partir de créditos, deuda subordinada y fondos

propios.

El número máximo de créditos que se ha tenido en cuenta ha sido

cuatro: los créditos A, B, C y D. En este modelo no será posible evaluar

proyectos eólicos que precisen una cantidad superior de préstamos.

68


Gráfico 4.11

La información necesaria para cada crédito consta del año en el que

se ha pedido el préstamo, el número de años en los que se va a devolver,

la cantidad pedida y, en caso de que existiese, la comisión de apertura de

la deuda.

La cantidad del crédito puede dirigirse en su totalidad a cubrir sólo

parte de la inversión o de la deuda o a financiar parte tanto de la inversión

como de la deuda. Por ello, se han destinado dos celdas distintas en las

que se puede indicar el porcentaje de la inversión y el porcentaje de la

prima que está respaldando cada préstamo. En la casilla del año en el

que se ha pedido el préstamo aparecerá dicha cantidad en miles de

euros mecánicamente.

69


Gráfico 4.12

La deuda subordinada es aquella cuyo poseedor tiene una prioridad

de pago menor que la de otros acreedores generales. La cantidad a la

que ascenderá dicha deuda se calculará del mismo modo que en los

créditos, pero el año en el que se recibirá prestado el dinero será el

mismo que el del pago de la inversión o de la prima.

En este caso, no hay que especificar el número de años a devolver

de la deuda porque, como se puede comprobar en su definición, está no

será remunerada hasta que no se hayan finalizado de pagar las demás

obligaciones contraídas.

Gráfico 4.13

Se ha contemplado la posibilidad de poder elegir si la deuda

subordinada es reintegrada, es decir, si se devuelve el principal de la

deuda una vez se hayan restituido todos los créditos, y ésta es

70


remunerada, lleva asociado el pago de intereses. Estas celdas vienen

provistas de una lista desplegable con las dos respuestas posibles.

Gráfico 4.14

Las reducciones de capital hacen relación al reintegro de capital

propio. Esta celda también cuenta con una lista desplegable para elegir la

respuesta.

Por último, en esta sección hay que introducir el coste de la deuda

en tanto por ciento. El tipo de interés aplicado será el mismo para todos

los créditos y para la deuda subordinada en el caso de que se haya

especificado que ésta sea remunerada. Existe la posibilidad de variar el

porcentaje de retribución de las obligaciones a lo largo de los años.

Gráfico 4.15

2.1.5 Ingresos

Una vez que ya se ha completado toda la información referente a la

inversión inicial, habrá que centrarse en las cifras originadas por la

explotación del parque eólico.

71


Gráfico 4.16

En primer lugar, nos encontramos con los ingresos generados por la

venta de energía eléctrica a la red que vendrán representados por la

senda eólica en unidades monetarias por cada MWh producido. El cálculo

de dicha senda forma parte de un paso previo a la introducción de datos

en el modelo porque, como ya se indicó con anterioridad, habrá que hacer

un estudio minucioso de la legislación vigente al respecto del país donde

se va a desarrollar el proyecto.

Completan esta sección el plazo de días en los que se produce el

cobro de de estos ingresos y el tipo impositivo con el que se gravará el

resultado de la explotación para el pago de impuestos.

Se ha considerado que dicho tipo impositivo sea el mismo a lo largo

de los años porque no se puede predecir su valor en el tiempo, pero

existe la posibilidad de cambiarlo, ya que las funciones que dependen de

dicha variable están referenciadas a las celdas por años y no a la

constante.

2.1.6 Gastos operativos

Los gastos operativos son aquellos en los que se incurre como

consecuencia del funcionamiento diario del parque eólico. Engloba los

72


desembolsos derivados de la operación y el mantenimiento, la

administración, los seguros, las comisiones de los bancos, el alquiler de

terrenos, el impuesto por el desarrollo de una actividad económica y la

cuota de conexión a la red eléctrica.

Gráfico 4.17

Se comienza indicando el plazo de días en los que se realizarán los

pagos y la inflación en tanto por ciento que se haya estimado.

Gráfico 4.18

73


Con la inflación ocurre lo mismo que con el tipo impositivo, su

valoración en el tiempo es complicada por lo que se ha supuesto que

permanece constante, pero también existe la posibilidad de introducir el

dato en las celdas anuales en el caso de que fuese necesario. Dicha tasa

será utilizada para la determinación de la evolución a lo largo de los años

de los precios porque, como se podrá observar a continuación, estos

están definidos para una fecha en concreto.

Los datos de operación y mantenimiento y los de seguros tienen

ambos la misma forma.

Gráfico 4.19

Gráfico 4.20

Para la estimación del coste de cada año habrá que tener en cuenta

si el proveedor del servicio realiza algún tipo de descuento en los

primeros años de funcionamiento de la instalación por tratarse de un

período garantía. Si esto es así, se indicará el precio en unidades

monetarias por MW en funcionamiento y los años de duración en esa

condición. A continuación se facilitará el importe habitual, es decir, ya sin

74


descuentos, y el año en el que se tuvo acceso a todas estas cantidades.

Esto último es muy importante, porque los precios no se mantienen

constantes con el tiempo y habrá que ir actualizándolos a lo largo de los

años, en este caso con la inflación.

Una vez rellenados estos campos aparecerá automáticamente la

estimación de la lista de precios anuales del proveedor por MW en

funcionamiento. Dicha estimación ha sido calculada con la siguiente

fórmula:

Precio * (1 + Inflación) (Año-Año de los datos) Ecuación 4.1

- Si se existe período de garantía, durante el número de años

indicados a tal efecto, se considerará el precio especial y

durante el resto de años se computará la cantidad habitual.

- En el caso de no existir dicha etapa, se calculará el coste

desde el año de puesta en marcha con el precio normal.

Los gastos de administración serán calculados como porcentaje de

los ingresos obtenidos por la explotación de la instalación. Una vez

insertado el tanto por ciento aparecerá la cantidad abonada cada año por

este concepto por MW en funcionamiento.

Gráfico 4.21

75


El valor de las posibles comisiones a pagar a los bancos se debe

introducir directamente en el año que le corresponda.

Gráfico 4.22

Si los terrenos en los que se ha instalado el parque son alquilados o

se han cedido a cambio de una cierta compensación económica, debe

facilitarse la cantidad a la que asciende dicho coste al año. Además debe

indicarse el año del que se conocen los datos para su posterior

actualización en el tiempo como ocurría con los seguros y la operación y

mantenimiento.

Gráfico 4.23

El Impuesto de Actividades Económicas viene a gravar el mero

ejercicio de una actividad económica. Se entiende por actividad

económica aquella que se ejerce con carácter empresarial, profesional o

artístico y supone la ordenación por cuenta propia de medios de

producción y de recursos humanos, o de uno de ambos, con la finalidad

de intervenir en la producción o distribución de bienes o servicios.

76


Hay países en los que este impuesto puede recibir nombres

distintos, o simplemente se trata de otro tipo de impuesto local aplicado a

la instalación de parques eólicos.

Sólo hará falta señalar la cantidad por MW en funcionamiento

estipulada para un determinado año y a partir de ahí su cálculo será igual

al de variables anteriores actualizándose en el tiempo con la inflación.

Gráfico 4.24

Por último estaría el pago de la cuota de conexión a la red eléctrica.

Muchas veces este precio se suele incluir indirectamente en otros, si esto

es así, no habrá más que marcar NO en la lista desplegable de la casilla

“cuota de conexión” y automáticamente se considerará cero. En caso

contrario, se marcaría SI en dicha lista y habría que rellenar además los

dos campos que aparecen a continuación con el importe anual y el año

del que se conocen los datos para que aparezca en el lado de la derecha

la actualización de la cantidad facilitada en el tiempo que se efectuará de

la misma manera que en ocasiones anteriores.

Gráfico 4.25

77


A medida que se van completando las celdas de los distintos

elementos que componen el total de los gastos operativos se puede ir

viendo la suma de todos ellos bien por MW en funcionamiento o por MWh

generado.

Gráfico 4.26

2.1.7 Cuenta de Resultados

Este apartado engloba conceptos extraordinarios de la cuenta de

resultados que no han sido considerados hasta el momento.

Gráfico 4.27

En un parque eólico el concepto coste de las ventas no tiene cabida

porque la materia prima es el aire, pero este apartado podría ser útil si se

quisiese adaptar esta versión para instalaciones de biomasa en las que

las que sí hay que pagar por la materia prima.

78


Además se han considerado los campos “otros ingresos”, “otros

financieros” y “otros conceptos de impuestos” por si hay algún aspecto

inusual que deba reflejarse en la cuenta de resultados, sólo hay que

incluir la cantidad en el año correspondiente. Normalmente todos ellos

serán cero.

Para el cálculo del reparto del beneficio neto obtenido es

imprescindible señalar qué tanto por ciento pertenece a la empresa, ya

que podría darse el caso de sólo tener una participación en el parque

eólico.

2.1.8 Balance

Aquí ocurre lo mismo que en el caso de la cuenta de resultados, se

han incorporado ciertos conceptos que pueden no ser muy comunes en

general, porque se trate de situaciones especiales, como ocurre con las

provisiones, o no se aplican a el negocio de los parques eólicos

normalmente, como los ingresos a distribuir, los gastos amortizables etc.

Por si surgiese la necesidad de incluirlos dentro del balance, se facilitan

esta serie de casillas que han de rellenarse del mismo modo que en el

apartado anterior.

Gráfico 4.28

79


2.1.9 Tesorería

Lo mismo que en los dos apartados anteriores, esta vez sólo hay

dos categorías para recoger aquellos datos que no hayan sido

considerados.

Gráfico 4.29

2.1.10 Rentabilidad

En esta sección sólo hay que introducir la tasa de rentabilidad

mínima exigida o WACC para poder comparar, si se desea, con los

resultados obtenidos en este análisis de la inversión.

Cómo se procede al cálculo de la TIR se expondrá en apartados

sucesivos, ya que aquí este concepto está presente sólo a modo

informativo para poder ir observando directamente en esta hoja sus

variaciones al introducir cambios en los datos de entrada.

Gráfico 4.30

80


2.2 Datos de Salida

Una vez se han completado todas las variables de entrada

necesarias para un buen funcionamiento del modelo en la hoja “Datos de

entrada”, automáticamente se rellenan el resto de hojas que almacenan la

información económico-financiera del proyecto. A continuación iremos

haciendo un recorrido por todas ellas.

2.2.1 Parques

Esta hoja recoge un resumen de los principales datos técnicos y

económicos que hacen referencia al funcionamiento diario del parque. No

tiene otro objeto que facilitar el posterior cálculo de la tesorería, además

de su labor informativa.

Gráfico 4.31

En primer lugar se encuentra el cálculo de la energía producida por

el parque. Para dicho cómputo, hay que tener en cuenta el mes de puesta

81


en marcha de la instalación, ya que éste condicionará la cantidad de

energía vertida durante ese primer año de funcionamiento. Este hecho

también debe considerarse el último año de vida útil del parque.

La fórmula que se utiliza es la siguiente:

NEHPNE ⋅⋅=12

Ecuación 4.2

donde

E = energía total generada durante el año

N = número de meses en funcionamiento del parque durante dicho año

P = potencia total instalada

NEH = horas netas equivalentes estimadas de funcionamiento al año a la

potencia total del parque

Por ejemplo, si el parque eólico tiene 20 MW de potencia instalada,

por su situación se estima que el número de horas equivalentes son 2.412

y se ha dispone que su puesta en marcha sea en el mes de marzo, sólo

estará produciendo energía durante diez meses ese año. La energía

generada en ese período será por lo tanto:

GWhhMWE 2,40412.2201210

=⋅⋅=

A partir de la energía generada anualmente se procederá a calcular

la potencia media en funcionamiento al año y los ingresos estimados a lo

largo de la vida útil del parque. Dividiendo dicha energía entre el NEH

obtendremos la potencia y multiplicándola por la senda eólica tendremos

la retribución por verter electricidad a la red.

82


A continuación se encuentra la información relacionada con la

inversión en el parque eólico. Multiplicando por la potencia total del

parque los ratios de inversión y de prima obtendremos la cifra íntegra en

miles de unidades monetarias en el año correspondiente a cada pago.

Como se apuntó con anterioridad, es importante tener en cuenta que se

considerará el volumen de la inversión en inmovilizado como un entero

que se desembolsa en la fecha de puesta en marcha, por lo que dicha

cantidad estará corregida respecto a la real para que su valor sea el que

le corresponde en dicho momento.

Tanto la inversión en inmovilizado como la prima se amortizan según

el plazo que se haya establecido en los datos de entrada. Aquí ocurrirá lo

mismo que con la energía producida, en el primer y último año de la vida

útil del parque, habrá que tener en cuenta sólo aquellos meses en los que

haya habido actividad a la hora de calcular la amortización:

PAFRPNA ⋅

⋅=12

Ecuación 4. 3

donde

A = amortización correspondiente a ese año



R = ratio de inversión o de prima

PAF = período de amortización fiscal

83


El valor residual del activo vendrá determinado por la siguiente

expresión:

VUIRIPTVRVR )1( +⋅⋅⋅= Ecuación 4. 4

donde

VR = valor residual del activo al final de su vida útil

TVR = porcentaje de valor residual estimado al final de la vida útil del

activo


RI = ratio de inversión

I = inflación

VU = vida útil del activo

Lo que se hace es actualizar cada año mediante la inflación el valor

de la inversión en la fecha de puesta en marcha hasta llegar al que le

pertenece en el último año de vida útil del activo que es cuando nos

interesa calcular el valor residual en miles de unidades monetarias que

aún conserva el parque eólico.

Las últimas dos líneas de información de esta hoja corresponden al

apartado de gastos de operación, concretamente a los costes de

operación y mantenimiento y los seguros que habrá que hacer frente cada

anualidad.

Hay muchas posibilidades a la hora de estimar estos costes, en este

modelo se ha considerado esta opción:

121212

1NPmPPNPmPPC iiiii ⋅⋅+

−⋅⋅= − Ecuación 4. 5

84


donde

C = coste de operación y mantenimiento o de seguros

i = año en el que se está calculando el coste

PP = precio del proveedor del servicio por unidad de potencia media en

funcionamiento

Pm = potencia media en funcionamiento durante ese período


Se ha hecho una media ponderada teniendo en cuenta el desajuste

entre el año natural y el número de año de funcionamiento de la

instalación debido a que el mes de puesta en marcha en la mayoría de las

ocasiones no coincidirá con enero y mucho menos con el primer día de

este mes. Además, de este modo, se facilita la inclusión del período de

garantía, ya que éste es un número entero de años y la cuenta de esa

etapa comenzará en el momento de entrada en funcionamiento del

parque eólico y finalizará cuando se haya cumplido el tiempo establecido,

por lo que durante el año en el que se produzca este vencimiento

coexistirán dos tarifas distintas, a no ser que la puesta en marcha haya

tenido lugar exactamente en el 1 de enero.

2.2.2 Tesorería

El área de tesorería alberga todas las acciones relacionadas con las

operaciones de flujos monetarios, es decir, las entradas y salidas de caja

del negocio. Su función principal es proporcionar una idea de la liquidez

disponible a lo largo de la vida útil del parque, a la vez que sirve como

85


base para poder completar posteriormente la cuenta de resultados y el

balance.

Consta de dos tablas, ambas con los mismos apartados. El primero

de ellos hace referencia a los cobros operativos, que es el dinero que se

percibe por la operación del parque generando energía. Para su

valoración habrá que tener en cuenta el plazo de días que transcurre

entre que se entrega el producto al cliente, en este caso la electricidad a

la red correspondiente, y se percibe la remuneración, que es un dato de

entrada del modelo. Por ello, para el cálculo de este concepto, tendrán

que considerarse tanto el dinero pendiente que nos deben del período

anterior, reflejado en “cobros operativos del balance” como el dinero que

ingresamos durante el vigente, “cobros operativos de la cifra de

negocios”:

Gráfico 4.32

86


Gráfico 4.33

)360

1(3601

PCINGPCINGCO iii −⋅+⋅= − Ecuación 4.6

donde

C = cobros operativos

i = año en el que se está calculando el cobro

ING = ingresos percibidos por venta de electricidad durante ese período

PC = plazo de cobro en días

El primer sumando de la ecuación corresponde a los cobros

operativos del balance y el segundo a los cobros operativos de la cifra de

negocios.

87


El saldo de clientes de un año es el dinero que quedará pendiente

por cobrar durante el período siguiente. Se calculará como la diferencia

entre el ingreso total por la energía vendida durante ese año menos la

cantidad correspondiente al mismo que ya haya sido abonada por los

clientes.

A continuación están los desembolsos realizados en la inversión y

en el pago de la prima. Se tomarán los números calculados para tal efecto

en la hoja “Parques” de la fecha correspondiente.

Los pagos operativos son la suma de todos los costes asociados al

funcionamiento del parque. A la hora de pagar a los proveedores de estos

servicios ocurrirá lo mismo que lo que acabamos de mencionar en los

cobros, también suele estar estipulado que suceda un cierto número de

días entre que se recibe el servicio y se liquida. La forma de calcularlo

será por lo tanto la misma, tendremos en cuenta lo que debemos del año

anterior y lo que nos compete pagar en este. El término “pagos operativos

del balance” hará referencia, en este caso, a las obligaciones que

tenemos con nuestros proveedores heredadas del año anterior.

Además podemos ver las cantidades que dejamos a deber cada año

en la fila “saldos a pagar”.

El apartado de netos financieros será el cómputo de las entradas a

caja de recursos provenientes de entidades financieras y las salidas para

el pago de la deuda externa y sus intereses. Como se apuntó en la

sección de datos de entrada, sólo se han contemplado cuatro créditos

distintos además de la posibilidad de contraer deuda subordinada.

88


Dentro de la sección que le corresponde a cada crédito en la tabla

inferior, está indicado, en primer lugar, la porción del total recibido que se

devuelve cada año. El saldo final se refiere a la cantidad que todavía

queda por pagar del mismo en un determinado año una vez se ha

abonado la letra correspondiente a ese período. El saldo medio será la

media del saldo final del año presente y el del anterior. Estos tres

términos son meramente ilustrativos.

En la tabla superior el principal de la deuda financiera y su servicio

hacen referencia al flujo de dinero que se establece entre la entidad

financiera y el negocio. El principal refleja la deuda contraída y las cuotas

anuales que se van pagando con objeto de saldarla mientras que el

servicio plasma los intereses abonados durante la anualidad. La

valoración de este último concepto se hace multiplicando el porcentaje de

coste de la deuda por el saldo medio de ese año porque ha sido la opción

que se ha considerado más equilibrada. Las otras dos posibilidades

restantes son multiplicar dicho porcentaje por el saldo final del año

anterior o por el saldo final del presente por lo que cada una de ellas se

inclinaría más hacia una de las dos partes en cuestión.

El principal de la deuda subordinada tiene el mismo significado que

el de los créditos, pero se distribuye de forma distinta. Cómo se indicó en

el apartado de datos de entrada, si se ha establecido que la deuda sea

reintegrada, el volumen de esta será devuelto cuando se hayan liquidado

todas las demás obligaciones externas, es decir, en este caso hasta el

año después del que se ha terminado de retornar el último crédito la

89


cantidad a la que asciende la deuda subordinada no podrá ser

reembolsada. Hasta que esto ocurra, en el caso de tratarse de deuda

remunerada, se irán pagando una serie de intereses que se recogerán en

la sección servicio de la deuda subordinada. El cálculo de dichos

intereses se llevará a cabo multiplicando el volumen total de la deuda

subordinada por el porcentaje de coste de capital.

Por último están los cargos por apertura de deuda financiera que se

obtendrán al multiplicar el porcentaje de comisión de apertura por la suma

recibida.

El apartado de “Extraordinarios” es información que se recoge

directamente de la hoja de datos de entrada.

Los impuestos corresponden con la cantidad gravada por este

concepto el año anterior, ya que éstos se pagan siempre durante el

período siguiente. El cálculo exacto de los impuestos se realiza en la

cuenta de resultados, aquí sólo se recoge el flujo de caja total saliente

que se genera.

Una vez que se halla la suma de todos estos movimientos de

tesorería que se recoge en el subtotal operativo, hay que tener en cuenta

el flujo de dinero que se establece con los accionistas. Aquí, entre otros

aspectos, se refleja la cifra destinada cada año al reparto de dividendos,

que se ha calculado en la cuenta de resultados. También está presente el

reintegro de capital que juega el mismo papel que el principal de la deuda:

son las entradas y salidas de caja como consecuencia de la aportación de

capital de los accionistas al negocio. Registrará tanto el dinero cedido por

90


los accionistas en los años que corresponda, que se ha supuesto que

coincidirá con la cantidad de dinero no cubierta de la inversión y de la

prima por los créditos y la deuda subordinada, como las devoluciones del

capital percibido. Para que dichas devoluciones de capital tengan lugar,

se han de satisfacer los requisitos siguientes:

- Lo primero que se ha de cumplir es que se haya señalado en

la hoja de datos de entrada que cabe la posibilidad de que se

produzcan reducciones del capital aportado por los accionistas.

Esto será así cuando en la casilla correspondiente a

“reducciones de capital” aparezca un “SI”.

- Además, el capital social restante, que es la cifra del dinero

aportado por los accionistas que permanece en el negocio, del

año anterior tiene que ser mayor que la cantidad que se debe

retener por precaución, esta cifra es la indicada en los datos de

entrada como depósito.

- La deuda subordinada tiene que estar ya liquidada.

- A su vez la caja disponible o subtotal operativo debe ser

mayor que el reparto de resultados propuesto en la cuenta de

resultados.

Una vez se ha comprobado que se dan todas estas

condiciones, se sucederá el reintegro del dinero de la forma

que se establece a continuación:

91


- Si el capital social restante del período anterior menos la

cantidad retenida como seguro es mayor que la caja disponible

o subtotal operativo menos el reparto de resultados, se

devolverá la cantidad que corresponde a la diferencia de la caja

disponible y el reparto de resultados.

- Mientras que si esto no es así, es decir, la caja disponible

menos el reparto de resultados es mayor que el capital social

restante del año anterior menos la cantidad que se deja como

seguro, se retornará esta última suma.

Los intereses corrientes serán dato de entrada directamente.

El resultado total obtenido de todas las operaciones de entrada y

salida de capital recogidas en esta hoja aparecerá en la fila del

movimiento neto. Éste indicará el nivel de liquidez del negocio durante la

vida útil del parque eólico.

2.2.3 Cuenta de Resultados

La Cuenta de Resultados es un documento contable en el que se

recogen los ingresos y gastos que tiene el parque eólico durante el

ejercicio económico; la diferencia de estos dará el beneficio o pérdida del

negocio.

Cabe destacar la diferencia que existe entre los conceptos tanto de

ingreso y cobro como de coste y gasto. Los ingresos hacen referencia a

operaciones que incrementan el valor patrimonial de la empresa, mientras

que los cobros se refieren al hecho en sí de recibir el dinero. Por ello, en

92


la cuenta de resultados se registrará la venta en el momento en el que se

produce, ingreso, con independencia del momento en el que se cobre. La

diferencia entre los conceptos de gasto y pago es similar a la anterior: el

gasto hace referencia a una operación que disminuye el valor del

patrimonio, mientras que el pago se refiere al hecho de entregar el dinero

y saldar la deuda. En la cuenta de resultados se recogen los gastos en los

que incurre la empresa, con independencia del momento en el que se

proceda al pago de los mismos.

El patrimonio será el conjunto de bienes derechos y obligaciones

que tenga la empresa, en este caso la sociedad establecida para la

construcción del parque eólico.

• Bienes: todo aquello que puede ser valorado y apreciado por

las personas, como por ejemplo los terrenos, edificios,

maquinaria, herramientas, etc.

• Derechos: deudas que los clientes u otros deudores tienen que

pagar a la empresa.

• Obligaciones: son las deudas que la empresa tiene que pagar

a los proveedores, a los bancos, etc.

En este caso esta hoja está compuesta por dos tablas separadas: la

primera de ellas con lo que se conoce como cuenta de resultados y la

segunda con el reparto del beneficio neto obtenido de la explotación.

93


A grandes rasgos, la estructura de la cuenta de resultados es la

siguiente: lo primero que tenemos es el resultado de explotación, que

surge de restar los ingresos obtenidos por la generación de energía

eléctrica, los gastos de operación; después obtenemos el resultado antes

de impuestos tras la suma de los conceptos financieros y los

extraordinarios, que son aquellos ingresos y gastos que no proceden de

su actividad habitual, y finalmente llegamos al beneficio o pérdida neta,

que supone lo efectivamente ganado o perdido por el negocio.

Ingresos de explotación (actividad) - Gastos de explotación (actividad)

= I. RESULTADO DE EXPLOTACIÓN

Ingresos financieros - Gastos financieros

= II. RESULTADO FINANCIERO

I. + II. = III. RESULTADO DE LAS ACTIVIDADES ORDINARIAS

Ingresos extraordinarios - Gastos extraordinarios

= IV. RESULTADO EXTRAORDINARIO

III. + IV. = V. RESULTADO ANTES DE IMPUESTOS

- Impuesto de sociedades

= VI. BENEFICIO NETO

Gráfico 4.34

94


A continuación se procederá explicar paso a paso las componentes

de la cuenta de resultados del modelo.

- Ingresos por ventas: los calculados en la hoja “Parques”, son los

generados por verter energía a la red eléctrica durante el período

considerado.

- Coste de ventas: representa el coste de los productos vendidos, es

decir, lo que ha costado producir lo que se ha vendido. En el caso de

los parques eólicos la materia prima es el viento que es gratuito y no

necesita ningún tipo de tratamiento que requiera mano de obra

directa, gasto de energía, etc. por lo que esta fila siempre será cero,

pero se ha incluido como dato de entrada para posibles variaciones

del programa como ya se explicó anteriormente.

- Margen bruto: es la diferencia entre los ingresos por ventas y el

coste de dichas ventas.

- Otros ingresos: por si acaso hay que tener en cuenta otro tipo de

ingresos, es un dato de entrada.

- Margen operativo: es la suma del margen bruto y otros ingresos.

- Gastos operativos: recoge los gastos derivados del funcionamiento

del parque.

- EBITDA: es el acrónimo que responde a Earnings Before Interests,

Taxes, Depreciation and Amortization. Se calcula como la suma del

margen operativo y los gastos operativos.

95


- Amortizaciones: es la representación contable de la depreciación

monetaria que en el transcurso del tiempo sufren los activos

inmovilizados que tengan para la empresa una vida útil no ilimitada

pero si superior a un período contable. A excepción de los terrenos,

que no se amortizan, la mayoría de los activos inmovilizados tienen

una vida útil de duración limitada. Dado que la contabilidad registra

inicialmente en el activo del balance el inmovilizado al precio de

adquisición, como se podrá comprobar después, parece lógico repartir

ese gasto entre cada uno de los períodos contables que constituyen

la vida útil. Esta corrección valorativa se considera un gasto del

ejercicio aunque no suponga una salida efectiva de recursos de la

empresa.

Las amortizaciones en este modelo comprenden la del

inmovilizado y la del fondo de comercio. Esto último es el conjunto de

bienes inmateriales, clientela, nombre o razón social, etc. que pueda

implicar valor para la empresa, y en este caso sólo se considerará la

prima dentro de este grupo. Tanto la amortización del inmovilizado

como de la prima ya se habían calculado en la hoja “Parques”.

- Resultado de la explotación: es la suma del EBITDA más las

amortizaciones.

- Resultado financiero: son los gastos efectuados por la empresa en

comisiones bancarias, intereses de préstamos, etc. en definitiva todos

los costes que tengan una naturaleza financiera. Se han considerado

96


los servicios de los créditos y de la deuda subordinada que ya habían

sido evaluados en “Tesorería” y otros financieros que deban ser

registrados y que se introducirán directamente como dato de entrada.

- Extraordinarios: aquí se ha incluido cualquier ingreso o gasto

resultante de operaciones no habituales del negocio, como las

plusvalías por ventas de activos inmovilizados, pérdidas o

depreciaciones del mismo etc., que deberá ser indicado por el usuario

en la hoja de datos de entrada. Además se sumarán las comisiones

pagadas por apertura de créditos que se repartirán a lo largo del

período en el que hay que hacer frente a la deuda, en caso de que las

hubiese.

- Resultado bruto: resultado de la explotación más el resultado

financiero más los extraordinarios.

- Renta y contribución social: para su cálculo habrá que tener en

cuenta si el fondo de comercio es deducible o no (dato de entrada). Si

el fondo de comercio es deducible se aplicará el porcentaje de tasa de

impuestos al resultado bruto, pero si éste no lo es, se multiplicará por

la tasa de impuestos una vez que se haya descontado la amortización

del fondo de comercio de ese período del resultado bruto.

- Otros conceptos: se refiere a otros tipos de impuestos que haya

que tener en cuenta, por ejemplo, que sean característicos del

emplazamiento del parque eólico. Es un dato de entrada.

- Impuestos/sociedades: suma de todos los impuestos que hay que

pagar.

97


- Resultado neto: resultado bruto más los impuestos.

La tabla inferior recoge hacia donde irán destinadas las distintas

porciones en las que se divide el resultado neto anual contable del parque

eólico.

Lo primero será ver qué cantidad de dicho resultado neto

corresponde a la empresa que está realizando el análisis, porque se

puede dar el caso de sólo tener una participación en el negocio y no ser

dueño del parque entero. Se valorará multiplicando el porcentaje de

implicación de la hoja de datos de entrada por el resultado neto.

La cantidad a repartir cada año será la suma del capital remanente

del año anterior, que está calculado en el balance, y la cantidad

correspondiente al resultado neto de ese período.

La caja disponible es el subtotal operativo de la hoja de tesorería, es

decir, la liquidez de la que se dispone antes de considerar los flujos de

caja con los accionistas.

El resultado neto se puede repartir entre tres sitios distintos: la

reserva legal, los accionistas y el remanente, esto último son los

beneficios no repartidos ni aplicados a ninguna otra cuenta.

Según el artículo 214 del Texto Refundido de la Ley de Sociedades

Anónimas (TRLSA), la dotación que se debe destinar a la reserva legal

debe ser, en todo caso, una cifra igual al 10% del beneficio del ejercicio

98


hasta que ésta alcance, al menos, el 20% del capital social. Además, la

reserva legal, mientras no supere el límite indicado, sólo podrá destinarse

a la compensación de pérdidas en el caso de que no existan otras

reservas disponibles suficientes para este fin.

El dinero que le corresponde a los accionistas viene de dos sitios

diferentes: de los dividendos y del remanente.

Un dividendo es un derecho económico que representa la parte de

beneficio obtenido por una sociedad y que está destinado a remunerar al

accionista por su aportación al capital de la misma. En este modelo se ha

considerado la siguiente formulación para decidir la cantidad del resultado

neto que se asignará a este concepto:

- Tanto la caja disponible como el resultado neto contable

deben ser mayores que cero para que se produzca reparto de

dividendos.

- Si el volumen a repartir de ese año menos la cantidad que

se debe designar para la reserva legal y el resultado neto

correspondiente al porcentaje que se ostenta del negocio son

mayores que la caja disponible se destinará el total de la caja

disponible al reparto de dividendos.


se debe designar para la reserva legal es mayor que la caja

disponible pero el resultado neto correspondiente al porcentaje

99


que se posee del negocio no lo es, se destinará esta última

cantidad al reparto de dividendos.


se debe designar para la reserva legal es menor que la caja

disponible se destinará para el reparto de dividendos el resultado

de la diferencia entre el resultado neto correspondiente al

porcentaje que se tiene del negocio y la reserva legal.

Por lo tanto la parte que se repartirá por remanente a los

accionistas cumplirá lo siguiente siempre y cuando la caja

disponible y el resultado neto sean positivos:

- Si la cantidad disponible a repartir menos la reserva legal es

mayor que la caja disponible se distribuirá por remanente la

diferencia existente entre la caja disponible y el volumen

destinado a dividendos.

- Mientras que si esto no es así, se distribuirá el remanente

del ejercicio anterior.

Como remanente en el negocio tendremos la diferencia entre la

parte del resultado neto que nos pertenece, lo que se repartirá por

dividendos y lo que se destinará la reserva legal.

Es importante destacar que la cantidad que queda como remanente

en el negocio, que como ya se dijo anteriormente es la parte del beneficio

100


que no se ha repartido ni aplicado, es diferente al remanente que se

reparte a los accionistas.

Gráfico 4.35

Gráfico 4.36 101


2.2.4 Balance

El Balance es un documento contable que permite conocer la

situación financiera y económica de una empresa en un momento

determinado del tiempo. Está compuesto por dos masas patrimoniales

diferenciadas a las que se denomina Activo y Pasivo.

El Activo está compuesto por el conjunto de bienes y derechos de

los que es titular la empresa, así como otras partidas con la característica

común de que se utilizan en la generación de ingresos. Dentro del Activo,

distinguiremos entre Inmovilizado y Circulante. Denominaremos

Inmovilizado a aquellos bienes y derechos adquiridos con intención de

que permanezcan en la empresa durante más de un año. Por el

contrario, denominaremos Circulante a aquellos bienes y derechos

adquiridos con intención de que permanezcan menos de un año.

El Pasivo por su parte, está formado por el conjunto de recursos

financieros obtenidos por la empresa para el desarrollo de sus funciones y

para las estimaciones de gastos futuros. Los recursos financieros del

Pasivo son clasificados en función de su exigibilidad, diferenciando entre

aquellos recursos que son propiedad de los titulares del capital y por tanto

no son exigibles (salvo reembolso de participaciones o distribución de las

Reservas), y aquellos otros recursos que son propiedad de terceras

personas ajenas a la empresa, por tanto, son exigibles, y deben

devolverse en un determinado momento. A su vez, dentro de los recursos

ajenos o exigibles, diferenciaremos entre corto y largo plazo, en función 102


de si el plazo en que deberá efectuarse el reembolso es inferior o superior

al año.

La hoja de balance en su lado izquierdo muestra los activos, y en su

lado derecho los pasivos y ambos deben sumar lo mismo.

Las cuentas del activo se ordenarán de menor a mayor liquidez o

disponibilidad, es decir, lo que vaya siendo más fácil convertir en dinero

se irá colocando por debajo, y las del pasivo de menor a mayor

exigibilidad, que dependerá del mayor o menor plazo en el que se nos

exigirá el cumplimiento de las obligaciones de pago.

Gráfico 4.37

A continuación se procederá a explicar más detalladamente el

contenido de todos los apartados que conforman el Balance del modelo.

- Gastos amortizables: se trata de un dato de entrada, en el caso de

un parque eólico no hay ningún concepto que corresponda a esta

descripción de forma habitual.

103


Gráfico 4.38

- Instalaciones: corresponde al valor en ese determinado ejercicio

del inmovilizado fijo teniendo en cuenta las amortizaciones. Se calcula

como la suma de las dos filas siguientes.

- Parque eólico: valor total del inmovilizado fijo que se posee.

- Amortizaciones: las acumuladas hasta ese año.

104


- Fondo de comercio: valor ya amortizado.

- Gastos a distribuir: corresponde con los extraordinarios de la

cuenta de resultados.

- Activo circulante: recoge aquellas deudas cuyo vencimiento es a

corto plazo o, lo que es lo mismo, aquellas deudas que deberán ser

pagadas en el plazo de un año.

- Cuentas a cobrar: es el saldo de clientes que se calculó en la hoja

de tesorería. Es aquel dinero que queda pendiente de cobrar a los

clientes de un año para otro por los plazos de cobro estipulados.

- Hacienda pública: dato de entrada, por si acaso se produjese una

devolución por un ajuste en el pago de impuestos.

- Caja: movimiento neto de tesorería. Dinero líquido que se posee al

final del período.

- Ajustes periodificables: acumulado de otros financieros de la

cuenta de resultados.

- Patrimonio: es la suma del capital social, la reserva y el remanente.

- Capital social: parte del fondo aportada por los accionistas.

- Reservas: volumen al que asciende la reserva legal.

- Remanente: el total. Se calcula como la suma del remanente total

del período anterior y el remanente que queda como consecuencia de

105


la distribución del resultado neto del negocio, menos el remanente

repartido a los accionistas ese período.

- Ingresos a distribuir: dato de entrada.

- Provisiones a largo plazo: derivan del principio de prudencia. Se

trata de una suma de dinero conservada por la empresa con vistas a

cubrir una carga o una pérdida eventual. Dato de entrada.

- Deuda financiera: suma total del volumen de deuda externa en ese

ejercicio.

- Crédito A, B, C y D: saldo final que queda por liquidar de cada uno

de los préstamos recogido en la hoja de tesorería.

- Deuda subordinada: saldo que queda por liquidar de la deuda

subordinada.

- Otras cuentas: dato de entrada. Se refiere a deuda externa que no

haya sido considerada hasta el momento.

- Pasivo circulante: conjunto de todas las deudas de una empresa

con vencimiento inferior a un año. Será la suma de los tres conceptos

que se mencionan a continuación.

- Cuentas a pagar: son los saldos a pagar provenientes de la hoja de

tesorería. Cantidad que queda por pagar de un ejercicio a otro a los

proveedores debido a los plazos de pago establecidos y definidos en

la hoja de datos de entrada.

106


- Hacienda pública: coincide con el apartado de

impuestos/sociedades de la cuenta de resultados. Son los impuestos

que habrá que pagar ese año al órgano de la Administración dedicado

a temas fiscales y económicos.

- Otros pasivos: alguna otra fuente de financiación a corto plazo que

deba ser considerada. Es un dato de entrada.

- Diferencia activo y pasivo: debe ser nula siempre.

- Fondo de maniobra: conjunto de los recursos permanentes de una

empresa que son necesarios para la realización de sus actividades

normales. Es, por tanto, la parte del activo circulante que excede del

pasivo circulante y está financiada por recursos permanentes o a

largo plazo. La cuantía del fondo de maniobra o capital circulante de

una empresa depende de la actividad a la que se dedique.

2.2.5 Rentabilidad

En esta hoja es donde se recoge el cálculo de la rentabilidad del

proyecto. Consta de tres apartados. El primero de ellos representa los

flujos de caja que existen a lo largo de la vida útil del parque eólico que

serán necesarios para posteriormente poder valorar en las secciones

segunda y tercera la rentabilidad periódica y no periódica del proyecto

respectivamente.

107


El flujo de caja se ha calculado siguiendo el esquema del Gráfico 3.2,

porque como ya se explicó, lo que se pretende es calcular la rentabilidad

del proyecto y no la del accionista.

Gráfico 4.39

El margen operativo y los gastos operativos coinciden con los

dispuestos en la cuenta de resultados.

Para calcular el efecto impositivo se multiplicará el resultado de la

explotación por el tipo impositivo considerado como dato de entrada, en el

caso de que el parque eólico esté situado en un país en el que se permita

deducir el fondo de comercio. Si no se diera el caso, habría que quitarle al

resultado de la explotación la amortización del fondo de comercio

correspondiente a ese período y después aplicar el porcentaje que debe ir

destinado al pago de impuestos. Esta vez se utiliza el resultado de la

108


explotación y no el resultado bruto para obtener la cifra de impuestos,

como en la cuenta de resultados, porque para el cálculo del flujo de caja

libre no había que tener en cuenta la estructura financiera del proyecto.

El cash flow o flujo de caja operativo coincidirá con la suma de las

tres filas anteriores.

Como inversiones se considerará la cantidad total correspondiente al

inmovilizado multiplicada por el factor de corrección para obtener su valor

a fecha de puesta en marcha que será cuando se computará el gasto. El

pago de la prima se efectuará en la fecha indicada en los datos de

entrada.

El fondo de maniobra y el valor residual son los que han sido

estimados en otras hojas.

Las dos últimas filas de esta tabla resaltadas en color verde hacen

referencia al flujo de caja total, es decir, a la suma de todos los conceptos

anteriores y al flujo de caja total menos las inversiones y las primas. La

primera de ellas servirá para el análisis de la rentabilidad periódica y la

segunda se utilizará como base en el cálculo del flujo de caja no periódico

aproximado. Ambos flujos de caja a lo largo de la vida útil del parque

también pueden verse representados en una gráfica.

109


Gráfico 4.40

Como dato ilustrativo igualmente se proporciona el flujo de caja sin

inversiones acumulado hasta la fecha.

Grafico 4.41

110


Con el objeto de analizar correctamente los indicadores de

rentabilidad, será necesario definir primero las diferencias entre los

conceptos periódico y no periódico.

En el cálculo de los flujos de caja periódicos se procede como si

todos los cobros y los pagos que han tenido lugar durante el ejercicio

hubieran sucedido en una misma fecha todos los años. En cambio para

la valoración de los flujos de caja no periódicos se hay que considerar el

día exacto en el que se han generado los movimientos, ya que como se

ha indicado el valor del dinero cambia a lo largo del tiempo. Esta última se

podría considerar ligeramente más exacta que la periódica, pero como es

imposible conocer de antemano con exactitud el momento en el que

tienen lugar los flujos de caja, seguirán siendo cifras aproximadas.

En este modelo sólo se dispone del mes y del año de la puesta en

marcha y del pago de la prima por lo que los flujos de caja de los años

que no coincidan con éstos deberán calcularse como en el caso de los

periódicos, que para simplificar la cuenta se ha estipulado que sea el 30

de Junio de cada ejercicio que corresponde aproximadamente con la

mitad del mismo. También se ha supuesto que tanto la puesta en marcha

como el pago de la prima sucederán el primer día del mes que se haya

señalado.

Se han incluido todos los indicadores de rentabilidad mencionados

en el capítulo dedicado a la valoración económica de proyectos, ya que

dependiendo de las necesidades e intenciones del usuario cobrarán más

importancia unos u a otros.

111


El cálculo del Valor Actual Neto periódico del proyecto se efectúa

actualizando al valor presente los flujos de caja futuros que va a generar

el proyecto, descontados a un cierto tipo de interés o tasa de descuento, y

comparándolos con el importe inicial de la inversión. Como tasa de

descuento se utiliza normalmente el coste promedio ponderado del capital

o WACC del negocio:

∑= +

=n

ii

i

WACCFCSIVAN

1 )1( Ecuación 4.7

donde

VAN = Valor Actual Neto

i = número de año en los que se están considerando los flujos de caja

n = total del número de años desde que se produce el primer flujo de caja

hasta el último

FCSI = flujo de caja libre sin inversiones

WACC = tasa de descuento empleada que en este caso coincide con el

coste promedio ponderado del capital

Siempre y cuando el VAN sea mayor que cero el proyecto será

rentable. A la hora de elegir entre dos proyectos, elegiremos aquel que

tenga el mayor VAN, es decir, aquel que tenga más valor en la fecha

considerada como referencia.

La Tasa Interna de Rentabilidad periódica se define como la tasa de

descuento o tipo de interés que iguala el VAN a cero.

0)1(1

=+∑

=

n

ii

i

TIRFCSI Ecuación 4.8

112


Si dicha tasa es mayor que la empleada para el descuento de los

flujos de caja en el cálculo del VAN, lo que se ha denominado como TIR

exigida, el proyecto se puede considerar rentable.

El payback será el número de años que se tardará en recuperar la

inversión. Se ha establecido como punto de partida para la cuenta el año

de puesta en marcha del parque eólico.

Gráfico 4.42

Los conceptos del VAN y la TIR no periódico son los mismos que los

del periódico sólo que teniendo en cuenta la matización que se hizo en

relación a las fechas en las que se consideran cada uno de los flujos de

caja. Por ello, se han dispuesto dos filas adicionales en las que se indican

el momento en el que tiene lugar cada flujo de caja y su valor:

∑=

−

+=

n

kff

kanoperiódic k

WACC

FCNPVAN0 365

0

)1( Ecuación 4.9

0)1(0 365

0=

+∑=

−

n

kff

anoperiódic

kk

TIR

FCNP Ecuación 4.10

113


donde

FCNP = flujo libre de caja no periódico

Entre el tiempo en el que se produce el pago de la prima y la puesta

en marcha pueden suceder años, como máximo cinco por limitación del

software, por lo que además de considerar esos flujos puntuales de

inversión habrá que considerar los correspondientes a otras actividades

que hayan tenido lugar entre uno y otro. El cálculo de esas fechas se

puede observar en la otra tabla. Los flujos de caja de los años completos

que pasen entre el pago de la prima y la puesta en marcha se imputarán a

mitad de dicho año, mientras que los que tengan lugar en el mismo año

del pago de la prima o de la puesta en marcha, CF1 y CF2, lo harán en

mitad del tiempo transcurrido entre el pago de la prima o la puesta en

marcha y el fin de dicho ejercicio.

Gráfico 4.43

114


El payback será el mismo que el ya calculado, puesto que dicho

indicador no depende del cambio del valor del dinero con el tiempo.

2.2.6 Análisis de Sensibilidad

Dos de las hojas del programa se han dedicado al análisis de

sensibilidad del proyecto. Ambas poseen la misma estructura y

únicamente se diferencian en que para la primera se ha utilizado como

parámetro indicador la Tasa Interna de Rentabilidad periódica y para la

segunda la no periódica.

Se ha utilizado programación en Visual Basic para poder elaborar

esta herramienta dinámica.

Consta de cuatro partes diferenciadas:

• Zona de introducción de datos

• Análisis de sensibilidad de la TIR frente a variaciones del ratio

de inversión y del número de horas equivalentes de

funcionamiento al año.


de la prima y del número de horas equivalentes de

funcionamiento al año.


de la prima y del año de puesta en marcha.

Para comenzar el estudio será necesario introducir un caso base

que se tomará como punto de referencia. Cabe la posibilidad de importar

115


los datos que se piden directamente de la hoja de datos de entrada

simplemente pulsando el botón con la inscripción Importar datos de

partida de “Datos de entrada”.

Si lo que se desea es utilizar unos datos distintos habrá que pulsar el

botón en el que pone Nuevo dato y a continuación escribir la cifra que se

desea. Siempre que se modifique uno de los datos de entrada se borrarán

automáticamente las tablas a las que hagan referencia para evitar

confusiones. Lo mismo sucederá si se ha decidido importar los datos

directamente de la hoja de datos de entrada.

A continuación será necesario limitar los valores a los que se

extenderá el estudio. Esto se hace rellenando las casillas min y max

situadas junto a cada uno de los datos de partida.

Es importante destacar que el resto de los datos que no se

mencionan en esta cabecera, permanecerán con el mismo valor de la

hoja de datos de entrada, ya que no son el objeto del estudio y serán

constantes durante todo el proceso.

Antes de proceder a realizar el análisis es muy importante guardar

los datos que contiene la hoja de datos de entrada porque si no se

perderán a lo largo del procedimiento. Simplemente habrá que pulsar el

botón rojo GUARDAR DATOS DE LA HOJA “Datos de entrada”.

Por último ya sólo queda decidir si se desean llevar a cabo todos los

análisis de sensibilidad a la vez, lo que se hará pulsando el botón con

letras verdes Iniciar análisis de sensibilidad (todas las tablas), o de uno

116


en uno, pulsando el botón con letras verdes encima de la tabla que se

desee rellenar.

También existe la posibilidad de borrar directamente el contenido de

las tablas y los datos de partida. Si lo que se quiere es que se borre todo

lo anterior de una vez se pulsará el botón con letras rojas Borrar

contenido tablas y datos de partida y si sólo se quiere borrar el resultado

del análisis de una tabla habrá que pulsar el que esté situado encima de

cada una de ellas.

Como referencia para los posteriores cálculos se facilita la TIR

exigida en el proyecto que sólo puede ser modificada en la hoja de datos

de entrada, ya que en este estudio se supone constante en todo

momento.

Gráfico 4.44

Se vuelve a insistir en la importancia de pulsar el botón Nuevo dato

cada vez que se vaya a modificar algún dato de partida, ya que si no es

así, el contenido de las tablas no se actualizará y permanecerán los

117


valores del estudio de los datos anteriores lo que puede conducir a

posibles errores.

Todos los análisis de sensibilidad considerados constan de dos

partes: una tabla y un gráfico. En cada uno de ellos el rango de los datos

utilizados para el estudio está calculado de la misma forma: el dato base

se sitúa en el centro en color verde y el mínimo y el máximo cada uno en

un extremo, siendo los valores intermedios variaciones de unos a otros

con un mismo intervalo.

Dentro de la tabla, la TIR que le corresponde al caso base aparecerá

en letras blancas sobre el fondo verde oscuro y a medida que los datos se

van alejando de dicho caso base el fondo de la casilla de la TIR irá siendo

de un verde más claro.

Si la TIR calculada para el par de variables está por debajo de la TIR

exigida en el proyecto, el número aparecerá en rojo y si está por encima,

es decir, el proyecto es rentable, la cifra se escribirá con letras negras.

Las gráficas representarán distintas curvas para los distintos valores

que se le han ido dando a una de las variables objeto del estudio. En el

eje de coordenadas aparecerá la TIR y en el de abscisas la otra variable

que ha sido modificada.

A continuación se pueden ver dichas tablas y gráficas. Sólo se

muestra el análisis de sensibilidad de la TIR periódica, ya que el de la TIR

no periódica tiene exactamente la misma estructura y modo de

118


funcionamiento y únicamente varían los valores del indicador para cada

caso.

- Análisis de sensibilidad de la TIR frente a variaciones del ratio de

inversión y del número de horas equivalentes de funcionamiento al año.

Gráfico 4.45

Gráfico 4.46

119


- Análisis de sensibilidad de la TIR frente a variaciones del ratio de la

prima y del número de horas equivalentes de funcionamiento al año.

Gráfico 4.47

Gráfico 4.48

120


- Análisis de sensibilidad de la TIR frente a variaciones del ratio de

inversión y del año de puesta en marcha.

Gráfico 4.49

Gráfico 4.50

En este último caso cabe destacar que se ha considerado que el año

del pago de la prima sea el mismo que en el que tenga lugar la puesta en

marcha del parque eólico, ya que existen muchas opciones en este

sentido.

121


Estos análisis de sensibilidad aportarán una aproximación de lo que

podría suceder si se producen cambios en algunas de las variables más

representativas del negocio de los parques eólicos respecto de las cifras

estimadas en un principio, cosa que es bastante frecuente, ya que por

citar un ejemplo el número de horas equivalentes de funcionamiento

depende de un factor atmosférico que es imposible controlar a día de hoy.

3 Características del Software

Como último apunte sobre el funcionamiento de la herramienta, decir

que sólo será posible su utilización en equipos que dispongan del

software Microsoft Office 2007, ya que dos de las funciones utilizadas, en

concreto las de la TIR y el VAN no periódico, tienen una formulación

distinta dependiendo de la antigüedad de la versión programa Excel. El

resto de aplicaciones serán las mismas aunque el diseño de los gráficos y

algunos colores están sujetos a variaciones.

4 Ejemplo de Aplicación

Después de haber expuesto las características, el contenido, y el

modo de funcionamiento del modelo informático realizado para el análisis

de rentabilidad de parques eólicos, se desarrollará un ejemplo de

aplicación con datos ficticios pero próximos a la realidad:

Se desea adquirir un parque eólico con 10 aerogeneradores de 2

MW cada uno. Su puesta en marcha estaría prevista para el mes de

Agosto del año 2010.

122


Después de un estudio de la velocidad del viento de la zona

donde se ha instalado el parque se estima que el número de horas

equivalentes al año de funcionamiento serán alrededor de 2.300.

La inversión que hay que acometer en inmovilizado material

asciende a 1.423 miles de euros por MW instalado. Además habrá

que considerar los honorarios correspondientes a la compra, lo que

se traduce en unas primas por compra de 200 euros por kW

instalado que han de pagarse en Septiembre del año 2008 y, según

la legislación del país, esta cantidad no será deducible fiscalmente.

El período de amortización será de 20 años y el valor residual

estimado del parque al final de su vida útil un 18% del precio del

activo en esa fecha.

Para poder hacer frente a los gastos iniciales, se pedirán dos

créditos: el primero en el año 2008 para pagar la mitad de la prima

de compra y el segundo en el 2010 para pagar la mitad de la

inversión. Ambos créditos deben ser devueltos en 15 años y carecen

de comisión de apertura. Además, se emitirá deuda subordinada con

un valor del 10% de la prima y del 10% de la inversión, por la que

habrá que pagar intereses y será retornada cuando le corresponda.

El coste de la deuda externa será en los tres casos el 6%. El resto

de dinero necesario para la financiación será aportado por los

accionistas, pero debe ser reintegrado en la medida de lo posible

siempre teniendo en cuenta que la empresa debe quedarse con un

depósito de 60 mil euros.

123


Los ingresos por MWh vertido a la red de electricidad se pueden

observar en la siguiente tabla. Éstos han sido calculados

anteriormente estudiando la regulación existente al respecto en el

país donde se va a situar la instalación.

Tabla 4.1

El plazo de cobro del dinero proveniente de venta de energía se

supone es de 100 días y la tasa de impuestos que hay que pagar es

del 17%.

Para la operación y mantenimiento de las máquinas habrá que

abonar 32.350 euros por MW en funcionamiento a lo largo del

período. Existe un acuerdo de garantía con el proveedor del servicio

por el que, los dos primeros años, esta cuota se reduce a 3950

euros. Los gastos por administración serán el 0,9% de los ingresos

obtenidos y los seguros cuestan del orden de 3120 euros por MW en

funcionamiento. Además habrá que hacer frente al alquiler de los

terrenos, 11340 euros al año, y será necesario pagar un impuesto

municipal, por ser la venta de energía una actividad económica, de 124


4100 euros el MW en funcionamiento. El coste de la conexión a la

red ya ha sido considerado en otro tipo de gastos. Todos los datos

de los precios son del año 2007, excepto el del impuesto municipal

que es del 2008. Los pagos operativos se realizan a 100 días y se

ha estimado que la tasa media de inflación a lo largo de la vida útil

del activo será del 3%.

La empresa que quiere llevar a cabo el proyecto ha considerado

que la rentabilidad que debe exigir como mínimo a la inversión es el

8,04%.

A continuación primero se mostrarán los datos de entrada situados en

las casillas que les corresponden y después se podrá ver el resultado

obtenido en el análisis económico.

NOTA: ya que no ha sido mencionado en los datos del ejemplo,

se supondrá que la vida útil de la instalación es 20 años, que es la

cifra que se suele considerar para este tipo de análisis.

125


126


En la senda eólica se rellenará la casilla que le pertenece a cada año

con la tarifa que le corresponde de la Tabla 4.1.

127


El resto de los apartados de datos de entrada que no han sido

mostrados tendrán valor cero porque en el caso del ejemplo propuesto no

hay situaciones especiales que son las que cubren este tipo de celdas.

Como se puede comprobar la tanto la TIR periódica como la no

periódica obtenida por el proyecto es superior a la rentabilidad mínima

exigida por la empresa, que es 8,04%. También se puede ver que el valor

actual neto del proyecto es mayor que cero y que se tardará casi once

años en recuperar el capital inicial.

128


Todos los datos mencionados son estimaciones, por lo que será útil

llevar a cabo un análisis de sensibilidad para ver a partir de que valores

de determinadas variables la inversión deja de ser rentable para esta

empresa.

En este análisis se pretenden ver los cambios que experimenta la

TIR no periódica ante modificaciones del ratio de inversión, la prima, el

número de horas equivalentes y el año de puesta en marcha.

Las variaciones consideradas de estas variables son las siguientes:

El resultado se puede ver recogido en estas tablas:

129


Los números que aparecen en rojo serán aquellos que estén por

debajo de la TIR mínima exigida.

130

Conclusiones

Capítulo 5 CONCLUSIONES

Como se ha podido comprobar, el plan de negocio es el resultado de

un análisis exhaustivo del proyecto. Este tipo de valoración permite

obtener información tanto económico-financiera como operativa del

parque eólico, siendo un elemento de bastante peso en la toma de

decisiones aunque no el único, porque también deben tenerse en cuenta

para llegar a una conclusión otros análisis cualitativos como es el caso de

las características del país donde se prevé llevar a cabo la inversión.

En cuanto al método empleado para calcular las distintas variables

de rentabilidad que conforman el estudio, el Descuento de Flujo de Caja,

se puede decir que se ajusta de forma muy satisfactoria al perfil de

negocio de la venta de la energía generada por parques eólicos.

Asimismo, este método permite reflejar el impacto de las posibles

variaciones de las distintas variables en la rentabilidad y el valor del

proyecto que dará una idea del riesgo contraído en cada escenario

propuesto.

Tras un estudio exhaustivo de todos los condicionantes del plan de

negocio, se ha desarrollado una herramienta sencilla de utilizar,

automática y flexible que permite personalizar y adaptar sus funciones a

las necesidades del usuario. Además proporciona la posibilidad de

realizar análisis de sensibilidad de distintas variables clave de forma

131

Conclusiones

rápida para evaluar los riesgos de la inversión. Se puede decir por tanto

que la herramienta responde a la lógica del inversor.

Cabe señalar que esta herramienta de análisis de rentabilidad de

parques eólicos puede ser de una gran utilidad para todo aquel interesado

en obtener una primera idea bastante completa de lo que supondría una

inversión de este tipo, dada la rapidez y fidelidad con la que se obtienen

los resultados complementado por su fácil manejo. Estas características

pueden ser una gran ventaja, ya que la velocidad a la que está creciendo

el sector en el mundo entero durante los últimos años debido a la

cercanía del cumplimiento de los objetivos establecidos en los distintos

acuerdos de sostenibilidad, así como por la proliferación de nuevas

empresas dedicadas exclusivamente a la instalación y operación de

parques eólicos, hacen que sea necesario un gran dinamismo a la hora

de idear una estrategia de inversión que permita aprovechar al máximo

esta oportunidad de negocio.

132

Bibliografía

133

BIBLIOGRAFÍA

[1] Green Paper: “Towards a European strategy for the security of energy supply”

- 2000

[2] Informe bimensual del CME sobre asuntos energéticos - 1Abril 2008

[3] Propuesta de Directiva del Parlamento Europeo y del Consejo relativa al fomento

del uso de energía procedente de fuentes renovables – 23 Enero 2008

[4] Informe CCOO - Mayo 2008

[5] Fact Book Renewable Energies RWE – Febrero 2008

[6] Communication from the Commission : “The support of electricity from

renewable energy sources” – 7 Diciembre 2005

[7] Sistemas eólicos de producción de energía eléctrica – J.L. Rodríguez; J.C.

Burgos Díaz; S. Arnalte Gómez – 2003

[8] Situación actual de la energía eólica: recursos, tecnología, aspectos

medioambientales y normativa – Cener- Enero 2005

[9] Real Decreto Legislativo 1564/1989

[10] Diccionario de términos económicos – César Sepúlveda

[11] Plan General Contable – 2008

anÁlisis de rentabilidad de proyectos eÓlicos bajo ... · generación, a partir de las...

Documents