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El mercado de la energía eólica en

Australia Diciembre 2015

Este estudio ha sido realizado por

Ivanna Fernández, bajo la supervisión de la Oficina Económica y Comercial

de la Embajada de España en Sídney

EL MERCADO DE LA ENERGÍA EÓLICA EN AUSTRALIA

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Oficina Económica y Comercial de la Embajada de España

en SídneySídneySídneySídney

ÍNDICE

1. RESUMEN EJECUTIVO 4

2. DEFINICIÓN DEL SECTOR 6

2.1. EL SECTOR ELÉCTRICO DE AUSTRALIA 6

2.1.1. Este y sudeste de Australia 7

2.1.2. Australia Occidental 14

2.1.3. Territorio Norte 17

2.2. EL SECTOR EÓLICO DE AUSTRALIA 17

2.2.1. Clasificación del sector 17

2.2.2. Clasificación arancelaria 18

3. OFERTA – ANÁLISIS DE COMPETIDORES 20

3.1. TAMAÑO DEL SECTOR 21

3.2. EXPORTACIONES E IMPORTACIONES 24

3.3. PRINCIPALES EMPRESAS DEL SECTOR 26

4. DEMANDA 30

4.1. DEMANDA DE ELECTRICIDAD EN EL NEM 30

Energía eólica en el NEM 31

4.2. DEMANDA DE ELECTRICIDAD EN EL SWIS 33

4.2.1. Consumo de energía eólica en el SWIS 34

5. PRECIOS 35

5.1. PRECIO DE LA ELECTRICIDAD 35

5.1.1. Precios de la electricidad en el NEM 35

5.1.2. Precios de la electricidad en el mercado SWIS 36

5.2. PRECIO DE LA CREACIÓN DE UN PARQUE EÓLICO 38

5.2.1. Estructura de costes de la construcción de un parque 39

5.2.2. Estimación del coste de una importación 39

5.3. MONEDA DE REFERENCIA Y MEDIOS DE PAGO 40

6. PERCEPCIÓN DEL PRODUCTO ESPAÑOL 41

7. CANALES DE DISTRIBUCIÓN 44

7.1. PROMOCIONES eólicas privadas 45

7.2. CONCURSOS PÚBLICOS 49


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8. NORMATIVA Y ACCESO AL MERCADO-BARRERAS 51

8.1. POLÍTICA ENERGÉTICA 51

8.1.1. Política federal 51

• Renewable Energy Target (RET) y Renewable Energy Certificates (RECs) 51

• Tasa de carbono (Carbon tax) 52

• Direct Action Plan 52

o ARENA 53

o Clean Energy Finance Corporation (CEFC) 53

8.1.2. Políticas estatales y locales 53

• Renewable Energy Target (RETs) estatales y locales 53

• Otra normativa estatal 54

8.2. BARRERAs DE ENTRADA 54

8.3. ARANCELES E IMPUESTOS 55

9. PERSPECTIVAS DEL SECTOR 57

9.1. ATRACTIVO DE CADA ESTADO 58

9.1.1. Nueva Gales del Sur (NSW) 58

9.1.2. Victoria (VIC) 58

9.1.3. Queensland (QLD) 58

9.1.4. Australia Meridional (SA) 59

9.1.5. Tasmania (TAS) 60

9.1.6. Australia Occidental (WA) 60

9.1.7. Territorio Norte (NT) 61

9.2. CONCLUSIONES 61

10. OPORTUNIDADES 62

10.1. ESTADO DE LA INVERSIÓN 62

10.2. OBSTÁCULOS A LA INVERSIÓN 62

10.3. FUTUROS PROYECTOS DE INVERSIÓN 63

11. INFORMACIÓN PRÁCTICA 64

11.1. AGENCIAS E INSTITUCIONES GUBERNAMENTALES 64

11.2. ASOCIACIONES 65

11.3. FERIAS DEL SECTOR 65

12. OTROS EPÍGRAFES 67

12.1. ANEXOS 67

12.2. BIBLIOGRAFÍA 71


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1. RESUMEN EJECUTIVO

Australia, uno de los mayores productores mundiales de energía, es un exportador neto de com-bustibles fósiles. Exporta gran parte de su producción energética; principalmente carbón y gas natural, ingresando 38.419 y 16.637 millones de A$ respectivamente entre noviembre de 2014 y octubre de 2015. Asimismo, las fuentes fósiles son predominantes en el consumo energético del país. Esa dependencia se refleja en el hecho de que aproximadamente el 86% de la generación de electricidad australiana es fósil, con más de la mitad producida en centrales térmicas de car-bón, que emiten gran parte de los gases que provocan el efecto invernadero.

El éxito energético de Australia se debe al bajo coste de la obtención de los recursos. Dispone de grandes reservas de diversos tipos de combustibles fósiles, y su extracción es relativamente sen-cilla gracias a que gran parte se encuentran muy cerca de la superficie terrestre. Además la sólida economía australiana ofrece una alta fiabilidad de suministro.

A causa de su gran extensión y baja densidad demográfica, el sector eléctrico australiano está di-vidido en diferentes mercados, sin una red de conexión nacional. El mercado principal, NEM (Na-tional electricity Market) abastece a los estados de Queensland (QLD), Nueva Gales del Sur (NSW), Victoria (VIC), Australia Meridional (SA) y Tasmania (TAS). En la otra costa se encuentra el segundo mercado SWIS (South West Interconnected System) cubriendo la zona cercana a Perth, capital de Australia Occidental (WA). Existe otro pequeño mercado al norte de este estado llama-do NWIS (North West Interconnected System). El resto de la región, así como Territorio Norte (NT) no disponen de sistemas de redes interconectadas. Por ello, es necesario considerar por separa-do la realidad de cada uno de los estados y sus normativas estatales. Aunque el Gobierno está in-tentando aunar esfuerzos para unificar la legislación en materia energética, la autonomía estatal es aún significativa en el país.

La energía renovable está en fase inicial en Australia. Tras los esfuerzos realizados para fomentar la generación limpia, el gobierno Liberal de Tony Abbott cambió el rumbo de las políticas renova-bles tomadas por sus antecesores. En 2011, el entonces primer ministro Kevin Rudd estableció el objetivo a corto-medio plazo RET (Renewable Energy Target): para el año 2020 el 20% del total de la energía producida en el país deberá proceder de fuentes renovables. Como herramienta para apoyar al cumplimiento del objetivo, se crearon los certificados RECs (Renewable Energy Certifi-cates) que permiten garantizar, o al menos facilitar, la venta de energía limpia. La sucesora de Ke-vin Rudd, la también laborista Julia Gillard, intensificó aún más los esfuerzos dividiendo el RET en dos objetivos separados según la dimensión de los proyectos renovables (LRET y SRES) e impuso la tasa a las emisiones del carbono. Con la llegada del Partido Liberal estas medidas han sido


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modificadas. Recientemente se eliminó la tasa sobre el carbono y se revisó el objetivo RET un 25% inferior lo que, unido a la incertidumbre durante su aprobación, ha paralizado la inversión en el sector renovable. El Gobierno justifica esta revisión con la reducción en las expectativas reali-zadas sobre la demanda cuando se definió el objetivo RET.

Actualmente se generan alrededor de 32.500 GWh de energía renovable en Australia, 14,76% de la producción total de energía. Aunque en 2013 de forma circunstancial la generación hidráulica supero el 55% del total producido, la energía predominante en el sector renovable australiano es el eólico. Los excelentes recursos de los que dispone el país, así como la madurez de esta tecno-logía la convierten en la alternativa limpia más económica.

Sin embargo la energía eólica se encuentra en un momento complicado. Su sustituto solar está abarcando cada vez más mercado, gracias a las nuevas tecnologías que lo están volviendo más eficiente, el apoyo gubernamental y el boom de los paneles solares para uso residencial y peque-ños comercios. Además, en los últimos años se ha generado un movimiento en contra de los ae-rogeneradores, lo que ha causado que varios estados australianos hayan desarrollado normativas que dificultan, tanto a nivel burocrático como físico, el establecimiento de nuevos parque eólicos.

Las principales oportunidades de negocio se encuentran en las promociones. Sin embargo, con la paralización de iniciativas privadas por la incertidumbre del futuro del sector, tanto por las políti-cas federales como por la bajada en la demanda esperada, el Gobierno de Territorio Capital de Australia sacó, en febrero de 2015, una licitación a nivel estatal para incrementar la producción de energía eólica en 200MW a partir de 2017, complementando su anterior llamamiento para incre-mentar la generación solar en la región. De este modo, ACT alcanzaría el 33% de su oferta ener-gética proveniente de renovables. El Gobierno de ACT prevé nuevas subastas eólicas hasta al-canzar el 90% en 2020.

Las empresas españolas gozan de una imagen muy positiva en el ámbito energético australiano. Con Acciona Energy encabezando la lista, varias compañías españolas del sector han entrado de forma exitosa en el país. Entre ellas se encuentran Unión Fenosa, Ingeteam, Santander y Gamesa. Otras como Fotowatio o Elecnor se han enfocado en el mercado solar con buenos resultados. La implantación de grandes empresas españolas, muchas de ellas líderes en el sector, repercute po-sitivamente en la construcción de una imagen-país favorable y facilita la entrada de a otras em-presas españolas del área.

Australia posee un gran potencial de producción renovable que no está siendo suficientemente desarrollado debido a la dependencia de la industria del carbón. De la misma forma, los avances dados en la extracción de gas natural licuado (LNG) van a complicar la inversión en soluciones limpias. Mantener el objetivo RET y fomentar las energías limpias, además de crear empleos y di-versificar fuentes de generación, mitigaría las emisiones de efecto invernadero, satisfaciendo los requisitos internacionales.

Aunque a corto plazo no parece factible la inversión en nuevas plantas renovables, a largo plazo parece que es innegable la tendencia global hacia el Low Carbon Future (futuro bajo en carbono). Asimismo, la bajada en la demanda causada por la externacionalización de varias industrias y la aparición de soluciones de eficiencia energética, se verá compensada con el crecimiento demo-gráfico urbano de Sydney, Melbourne, Brisbane y Perth. La agencia federal de estadísticas, Aus-tralian Bureau Statistics, prevé que Australia duplique su población para 2050, lo que incrementa-rá de forma considerable la demanda de energía.


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2. DEFINICIÓN DEL SECTOR

Antes de abordar el sector eólico australiano, es necesario primero analizar la estructura del sec-tor eléctrico, condicionado por su enorme extensión geográfica, la concentración del consumo de energía en las ciudades de la costa este (Sídney, Melbourne, Brisbane y Adelaida) y Perth (costa oeste) y la necesidad de suministrar energía a la industria minera en ubicaciones remotas off grid.

En cuanto al mix energético, predomina la generación de electricidad a partir de recursos fósiles abundantes (carbón y gas natural) frente a las energías renovables, cuyo desarrollo fue notable a partir de la ratificación del protocolo de Kyoto en 2007 y especialmente desde la adopción en 2009 de un RET – Renewable Energy Target equivalente al 20% del consumo en 2020. En junio de 2015, el gobierno Liberal aprobó un Nuevo objetivo de RET menos ambicioso: 33.000 GWh en 2020, lo que significa el 23,5% de la electricidad generada en Australia provendría de Fuentes re-novables.

2.1. EL SECTOR ELÉCTRICO DE AUSTRALIA

En Australia existen dos mercados eléctricos principales National Electricity Market (NEM) y Wes-tern Australia Energy Market (WAEM) no conectados entre sí, situados en el este y oeste del país, respectivamente. Por su enorme extensión, baja densidad demográfica y abundancia de explota-ciones mineras, dentro del WAEM de Australia Occidental existen además dos sistemas: el siste-ma eléctrico interconectado del sudoeste del estado (SWIS) que suministra energía principalmente a Perth y la región minera de Kalgoorlie; y el sistema interconectado del norte (NWIS) que hace lo propio con el área de Pilbara.

El Territorio del Norte no constituye per se un mercado eléctrico integrado, debido a la dispersión demográfica y la existencia de pequeños generadores/redes.

Por último, el importante desarrollo del sector minero obliga a suministrar energía a explotaciones en ubicaciones remotas off grid por todo el país, tradicionalmente mediante generadores diésel. Debido a los elevados costes de transporte del combustible hasta estos emplazamientos, las compañías mineras están explorando alternativas que puedan hibridar este tipo de generación con energía solar y eólica.


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MAPA DE LOS SISTEMASMAPA DE LOS SISTEMASMAPA DE LOS SISTEMASMAPA DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS INTERCONEELÉCTRICOS INTERCONEELÉCTRICOS INTERCONEELÉCTRICOS INTERCONECTADOS DE AUSTRALIACTADOS DE AUSTRALIACTADOS DE AUSTRALIACTADOS DE AUSTRALIA

Fuente: Elaboración propia

A continuación explicaremos brevemente el funcionamiento de los distintos sistemas eléctricos:

2.1.1.2.1.1.2.1.1.2.1.1. Este Este Este Este y sudeste y sudeste y sudeste y sudeste de Australiade Australiade Australiade Australia

Las redes eléctricas de Queensland, Nueva Gales del Sur, Territorio de la Capital (ACT), Victoria, Australia Meridional y Tasmania están interconectadas por líneas de transmisión que les permiten comprar y vender energía entre sí, configurando desde 1998 un mercado eléctrico mayorista NEM (National Electricity Market).

La infraestructura del NEM suministra electricidad a 9,5 millones de clientes (80% del consumo eléctrico del país) y se extiende desde Port Douglas (norte de Queensland) hasta Port Lincoln (Australia Meridional) y la isla de Tasmania, cubriendo 5.000 km. Su capacidad instalada alcanza-ba, a principios de 2015, los 47.779 MW, generando una energía de 194 TWh y facturando A$ 10.800 millones.

El NEM está operado desde 2009 por el Australian Energy Market Operator (AEMO) de acuerdo a las National Electricity Rules. En su estructura están representados tanto el sector público (60%) como la industria (40%). Además del mercado eléctrico, AEMO extiende sus competencias al mercado de gas debido a la interconexión mediante gasoductos de todos los estados integrados en el NEM desde principios del 2000.

El Australian Energy Regulator (AER) es el organismo regulador del mercado energético y sus in-fraestructuras. Entre sus múltiples funciones están la monitorización del funcionamiento del NEM


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y el mercado eléctrico minorista, garantizando el cumplimiento de la regulación correspondiente, así como determinar los precios máximos que los propietarios de la infraestructura eléctrica y gasística pueden fijar por su uso a empresas operadoras.

Por último, la Comisión Australiana del Mercado Energético (Australian Energy Market Commis-sion – AEMC) fue establecida en 2005 como organismo legislador del mercado eléctrico y del gas, y asesor del Consejo Permanente de Energía y Recursos (Standing Council of Energy and Resou-ces - SCER) en esta materia.

A continuación analizaremos brevemente los segmentos del NEM:

• GeneraciónGeneraciónGeneraciónGeneración:

En el NEM existen 322 empresas generadoras, tanto públicas como privadas. La principal fuente de energía es el carbón. Así, las plantas térmicas suponían, a principios de 2015, el 53% de la ca-pacidad de generación instalada, pero el 74% de la electricidad producida. Le siguen el gas (21% y 12%, respectivamente); la energía hidroeléctrica (16% y 9%) predominante en Tasmania; y la energía eólica (6,3% y 4,4%) principalmente en Australia Meridional, donde supone el 29% de la capacidad instalada y el 35% de la generada.

Las políticas australianas sobre cambio climático, especialmente desde 2007 el RET, la introduc-ción del Carbon Tax (entre julio de 2012 y 2014) y las Feed in Tariff estatales que impulsaron la generación de energía solar a pequeña escala, tuvieron su impacto en el segmento de generación del NEM, reduciendo un 11% la producción de electricidad procedente de plantas térmicas y lle-vando su cuota de mercado a un nivel históricamente bajo del 74%.

A continuación, presentamos un breve análisis por estados:

Queensland

Este estado es muy dependiente de los combustibles fósiles y dos corporaciones estatales Stan-well y CS Energy controlan el 66% de la capacidad de generación – incluyendo contratos PPA con plantas privadas. Las mayores empresas generadoras privadas son InterGEN (10% de cuota) y Origin Energy (8%).

CCCCAPACIDAD DE GENERACIAPACIDAD DE GENERACIAPACIDAD DE GENERACIAPACIDAD DE GENERACIÓN INSTALADA ÓN INSTALADA ÓN INSTALADA ÓN INSTALADA (ENERO 2015)(ENERO 2015)(ENERO 2015)(ENERO 2015)

Propiedad de los derechos Estaciones MW Empresa propietaria

ESTADO DE QUEENSLAND (11.738 MW)ESTADO DE QUEENSLAND (11.738 MW)ESTADO DE QUEENSLAND (11.738 MW)ESTADO DE QUEENSLAND (11.738 MW)

Stanwell Corporation Stanwell; Tarong; Ta-rong North; Barron Gorge; Kareeya; Mackay

3.131 Stanwell Corporation (Gobierno estatal de Queens-land)

CS Energy Callide; Kogan Creek; Wivenhoe 1.980 CS Energy (Gobierno estatal de Queensland)

CS Energy Gladstone 1.680 Rio Tinto (42,1%); NRG Energy (37,5%); Otros (20,4%)

Origin Energy Darling Downs; Mt. Stu-art; Roma

1.018 Origin Energy

CS Energy / InterGen Callide C 900 CS Energy (Gobierno estatal de Queensland; 50%); InterGen (50%)


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InterGen Millmerran 760 InterGen (China Huaneng Group 50%; otros 50%) 59%; Marubeni (30%); Otros (11%)

Arrow Energy Braemar 2 495 Arrow Energy (Shell 50%; PetroChina 50%)

Alinta Energy Braemar 1 465 Alinta Energy

AGL Energy Oakey 282 ERM Group

AGL Energy / Arrow Energy Yabulu 235 Ratch Australia (Tailandia)

RTA Yarwun Yarwun 155 Rio Tinto Alcan

BG Group Condamine 144 BG Group

CSR Pioneer Sugar Mill; In-victa Sugar Mill 118 CSR

EDL Projects Australia Moranbah North 63 EDL Projects Australia

Mackay Sugar Corp. Racecourse Mill 48 Racecourse Mill

AGL Energy German Creek 45 AGL Energy

Ergon Energy Barcaldine 34 Ergon Energy (Gobierno estatal de Queensland)

Essential Energy Daandine 33 Arrow Energy (Shell 50%; PetroChina 50%)

National Power Rocky Point 30 National Power

Otras plantas < 30 MWOtras plantas < 30 MWOtras plantas < 30 MWOtras plantas < 30 MW 102102102102 Fuente: State of the Energy Market

Nueva Gales del Sur

La privatización de empresas generadoras estatales en 2011 y 2013 dio como resultado el pre-dominio de la generación privada (65% de la capacidad del estado), siendo actualmente las prin-cipales: AGL Energy (27%); Origin Energy (21%) y Energy Australia (16%). Las corporaciones pú-blicas Snowy Hydro y Delta Electricity mantienen un 18% y 7% de cuota, respectivamente.

CAPACIDAD DE GENERACCAPACIDAD DE GENERACCAPACIDAD DE GENERACCAPACIDAD DE GENERACIÓN INSTALADA IÓN INSTALADA IÓN INSTALADA IÓN INSTALADA ((((EN EN EN EN ERO 2015)ERO 2015)ERO 2015)ERO 2015)


ESTADO DE NUEVA GALES DEL SUR y ACT (16.254 MW)ESTADO DE NUEVA GALES DEL SUR y ACT (16.254 MW)ESTADO DE NUEVA GALES DEL SUR y ACT (16.254 MW)ESTADO DE NUEVA GALES DEL SUR y ACT (16.254 MW)

AGL Energy Basywater; Liddell; Hun-ter Valley

4.764 AGL Energy

Origin Energy Eraring; Shoalhaven; Uranquinty; Cullerin Range

3.832 Origin Energy

Snowy Hydro Tumut; Upper Tumut; Colongra; Blowering; Guthega

3.288 Snowy Hydro (Gobierno estatal de NSW 58%; Go-bierno estatal de VIC 29%; Gobierno Federal 13%)

Energy Australia Mt. Piper; Tallawarra 1.775 Energy Australia (CLP Group)

Delta Electricity Vales Point 1.320 Delta Electricity (Gobierno estatal de NSW)

Infigen Energy Capital; Woodlawn 188 Infigen Energy

Energy Australia Gullen Range 166 Goldwind (China)

Marubeni Corp. Smithfield Energy Facili-ty 162 Marubeni Corp.

EDL Group Appin; Tower 96 EDL Group


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Capital Dynamics Broadwater; Condong 68 Capital Dynamics

Energy Australia Boco Rock 53 Electricity Generating Public Company

Essential Energy Broken Hill 50 Essential Energy (Gobierno estatal de NSW)

Acciona Energy Gunning 47 Acciona Energy

Eraring Energy Hume 29 Trustpower


Victoria

La generación eléctrica se reparte entre 3 empresas privadas: AGL Energy (28% de cuota); GDF Suez (21%) y Energy Australia (18%). También son importantes Snowy Hydro (17%) y Origina Energy (4%).

CAPACIDAD DE GENERACCAPACIDAD DE GENERACCAPACIDAD DE GENERACCAPACIDAD DE GENERACIÓN INSTALADA IÓN INSTALADA IÓN INSTALADA IÓN INSTALADA ((((ENENENENEROEROEROERO 2015)2015)2015)2015)

Propiedad de los derechosPropiedad de los derechosPropiedad de los derechosPropiedad de los derechos Estaciones MW Empresa propietaria

VICTORIA (11.896 MW)VICTORIA (11.896 MW)VICTORIA (11.896 MW)VICTORIA (11.896 MW)

AGL Energy Loy Yang A; Kiewa; Somerton; Eildon; Clo-ver; Dartmouth; McKay

2.906 AGL Energy

Snowy Hydro Murray; Laverton North; Valley Power

2.153 Snowy Hydro (Gobierno estatal de NSW 58%; Gobierno estatal de VIC 29%; Gobierno Federal 13%)

GDF Suez Hazelwood 1.600 GDF Suez (72%); Mitsui (28%)

Energy Australia Yallourn; Longford 1.431 Energy Australia (CLP Group)

GDF Suez Loy Yang B 965 GDF Suez (70%); Mitsui (30%)

Energy Australia Jeeralang A y B; New-port 883 Industry Funds Management

Origin Energy Mortlake 518 Origin Energy

AGL Energy Macarthur 315 AGL Energy (50%); Malakoff Corporation Berhad (50%)

Pacific Hydro Yambuk; Challicum Hi-lls; Portland 247 Pacific Hydro

Acciona Energy Waubra 192 Acciona Energy

Alcoa Angelsea 157 Alcoa

Meridian Energy Mt. Mercer 131 Meridian Energy

Hydro Tasmania Bairnsdale 70 Alinta Energy

Energy Brix Australia Energy Brix 65 HRL Group / Energy Brix Australia

AGL Energy Oaklands Hills 47 Challenger Life

Eraring Energy Hume 29 Trustpower


Australia Meridional


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Es el estado con mayor índice de penetración de las energías renovables (40%) especialmente eólica - en junio de 2014 llegó a suponer el 72% de la generación del estado, operando al 87% de su capacidad instalada. El mayor generador es AGL Energy (34% del total) seguido de GDF Suez (17%), Alinta (16%) y Origin Energy (10%).


Propiedad de los derechosPropiedad de los derechosPropiedad de los derechosPropiedad de los derechos Estaciones MW Empresa propietaria

AUSTRALIA MERIDIONAL (4.687 MW)AUSTRALIA MERIDIONAL (4.687 MW)AUSTRALIA MERIDIONAL (4.687 MW)AUSTRALIA MERIDIONAL (4.687 MW)

AGL Energy Torrens Island 1.260 AGL Energy

GDF Suez Pelican Point; Canunda; Dry Creek; Mintaro; Port Lincoln; Snuggery

790 GDF Suez (72%); Mitsui (28%)

Alinta Energy Northern 546 Alinta Energy

Origin Energy Snowtown; Snowtown North; Snowtown South 369 Trustpower

Origin Energy Quarantine; Ladbroke Grove 254 Origin Energy

Energy Australia Hallet 198 Energy Australia (CLP Group)

Infigen Energy Lake Bonney 2 y 3 182 Infigen Energy

Origin Energy Osborne 175 ATCO (50%); Origin Energy (50%)

AGL Energy Hallet 2; Wattle Point 145 Energy Infrastructure Trust

Energy Australia Waterloo 111 Palisade Investments / Northleaf Capital (75%); Energy Australia (25%)

Snowy Hydro Pt. Stanvac; Angaston 103 Snowy Hydro (Gobierno estatal de NSW 58%; Gobierno estatal de VIC 29%; Gobierno Federal 13%)

AGL Energy North Brown Hill 92 Energy Infrastructure Investments (Marubeni 50%; Osaka Gas 30%; APA Group 20%)

Essential Energy Lake Bonney 1 81 Infigen Energy

AGL Energy Hallet 1 71 Palisade Investments

Meridian Energy Mt. Millar 70 Meridian Energy

Energy Australia Cathedral Rocks 66 Energy Australia (CLP Group) 50%; Acciona Energy 50%

Pacific Hydro Clements Gap 57 Pacific Hydro

AGL Energy The Bluff 39 Eurus Energy

Hydro Tasmania Starfish Hill 35 Ratch Australia (Tailandia)


Tasmania


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La corporación estatal Hydro Tasmania supone casi el 100% del mercado estatal, siendo en su mayor parte de origen hidroeléctrico.



TASMANIA (2.664 MW)TASMANIA (2.664 MW)TASMANIA (2.664 MW)TASMANIA (2.664 MW)

Hydro Tasmania

Gordon; Poatina; Reece; John Butters; Tamar Valley; Bell Bay; Otras

2.348 Hydro Tasmania (Gobierno estatal de Tasmania)

Hydro Tasmania Woolnorth; Musselroe 308 Shenhua Clean Energy (75%); Hydro Tasmania (25%)


• Transmisión y distribuciónTransmisión y distribuciónTransmisión y distribuciónTransmisión y distribución

El sistema interconectado del NEM comprende 5 redes de transmisión estatales (con sus corres-pondientes interconectores interestatales) y 13 redes de distribución eléctrica estatales. La pro-piedad de la infraestructura es pública en los estados de Queensland, Nueva Gales del Sur y Tasmania. En Victoria y Australia Meridional las redes de transmisión y 3 interconectores son pri-vados, mientras que sus redes de distribución también cuentan con participación de varios hol-dings: Cheung Kong Infrastructure and Power Assets (grupo Hutchison; Hong Kong); Singapore Power International (Singapur) y State Grid Corporation of China.

TRANSMISIÓN Y DISTRITRANSMISIÓN Y DISTRITRANSMISIÓN Y DISTRITRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN ELÉCTBUCIÓN ELÉCTBUCIÓN ELÉCTBUCIÓN ELÉCTRICA DEL NEM POR ESTRICA DEL NEM POR ESTRICA DEL NEM POR ESTRICA DEL NEM POR ESTADOSADOSADOSADOS

EstadoEstadoEstadoEstado DistribuciónDistribuciónDistribuciónDistribución TransmisiónTransmisiónTransmisiónTransmisión

Queensland Energex (Gobierno de Queensland)

Powerlink (Gobierno de Queensland) Ergon Energy (Gobierno de Queensland)

Nueva Gales del Sur

Ausgrid (Gobierno de Nueva Gales del Sur)

TransGrid (Gobierno de Nueva Gales del Sur)

Endeavour Energy (Gobierno de Nueva Gales del Sur)

Essential Energy (Gobierno de Nueva Gales del Sur)

ACT Actwew AGL (Gobierno ACT 50%; Je-mena 50%)

Tasmania Aurora (Gobierno de Tasmania) Tas Networks (Gobierno de Tasmania)

Victoria

Powercor (Cheung Kong Infrastructure / Power Assets 51%; Spark Infrastructure

49%)

SP AusNet (Singapore Power Interna-tional 31%; State Grid Corporation 20%)

CitiPower (Cheung Kong Infrastructure / Power Assets 51%; Spark Infrastructure

49%)

Jemena (State Grid Corporation 60%; Singapore Power International 40%)

United Energy (DUET Group 66%; Jemena 34%)


13131313



SP AusNet (Singapore Power Interna-tional 31%; State Grid Corporation 20%)

Australia Meridional SA Power Networks (Cheung Kong In-frastructure / Power Assets 51%; Spark

Infrastructure 49%)

ElectraNet (State Grid Corporation 46,5%; YTL Power Investments 33,5%;

Hastings Utilities Trust 20%) Fuente: State of the Energy Market

En el NEM existe, desde los años 90, un proceso de reintegración vertical entre empresas gene-radoras y retailers que permite a la entidad resultante asegurarse un suministro ininterrumpido de electricidad, así como una mejor gestión del riesgo de variaciones de precio en el mercado spot (price risk in the spot market) y reducir su dependencia de contratos bilaterales (hedge contracts).

En 2014-2015 y como resultado de lo anterior, AGL Energy, Origin Energy y Energy Australia con-centraban el 46% de la capacidad de generación eléctrica del NEM, siendo responsables del 57% de la inversión total realizada en nuevas plantas desde 2009 y suministrando electricidad al 75% de los clientes retail. Otras corporaciones públicas integradas verticalmente son Snowy Hydro o Hydro Tasmania.

Desde 2009, la única inversión en el segmento de generación eléctrica realizado por empresas no-retailers se produjo en el sector eólico.

Funcionamiento del NEMFuncionamiento del NEMFuncionamiento del NEMFuncionamiento del NEM

El National Electricity Market funciona como un Gross Pool o mercado spot, donde se realizan to-das las compraventas de electricidad –las empresas generadoras no reciben ingresos adicionales por su capacidad instalada no utilizada.

Los generadores de electricidad ofertan de modo continuo (24 horas al día / 7 días por semana) una cierta cantidad de energía a un precio fijo para períodos de 5 minutos. Estas propuestas son recibidas y clasificadas por AEMO en orden ascendente, despachando primero las ofertas de ge-neración más baratas hasta satisfacer el volumen demandado por los retailers. El precio spot del NEM pagado a los generadores será el precio medio de la energía despachada en cada período de 30 minutos.

De acuerdo con las National Energy Rules, la Australian Energy Market Commission AEMC revisa anualmente y establece un precio spot máximo (Market Cap Price) que desde el 1 de julio de 2015 es A$ 13.500/MWh (se actualiza con el IPC). Asimismo, define un precio spot mínimo (Market Floor Price) que actualmente son A$ - 1.000/MWh.

Tradicionalmente, las plantas térmicas ofertarán electricidad a precios reducidos debido a sus elevados costes de arranque y parada, de modo que puedan garantizarse el despacho de toda la energía generada. Por el contrario, las plantas que utilizan gas natural incurren en costos relativa-mente mayores y ofertan precios más elevados.

El mecanismo permite un precio spot para cada una de las 5 regiones del NEM (ACT estaría in-cluida dentro de Nueva Gales del Sur) aunque la interconexión del sistema facilita los intercam-bios de electricidad entre estados y la alineación de precios spot (83% de las veces durante 2014-15). Atendiendo a su comercio, la situación en cada estado sería la siguiente:

• Victoria: exportador neto de electricidad (a Nueva Gales del Sur y Australia Meridional) ya que la mayor parte de su generación procede de plantas térmicas, que producen a bajo coste. Sin embargo, se vio obligado a importar energía hidroeléctrica de Tasmania entre 2012-14.


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• Tasmania: su posición es volátil y depende de las condiciones climatológicas. Durante las se-quías 2007-09 fue importador neto y, de forma casi anecdótica, entre 2012-14 exportador ne-to debido a la abundancia de lluvias y la introducción del Carbon Tax que penaliza la genera-ción en plantas térmicas.

• Queensland: exportador neto de electricidad (a Nueva Gales del Sur) siendo de origen térmico la mayor parte de su energía generada.

• Nueva Gales del Sur: importador neto.

• Australia Meridional: tradicional importador neto (de Victoria) ya que genera su electricidad principalmente en plantas de gas e incurriendo en costes elevados.

2.1.2.2.1.2.2.1.2.2.1.2. Australia OccidentalAustralia OccidentalAustralia OccidentalAustralia Occidental

En este estado coexisten dos sistemas eléctricos interconectados North West Interconnected System (NWIS) y South West Interconnected System (SWIS) no conectados entre sí:

• North West Interconnected System (NWIS)

La red eléctrica del noroeste del estado suministra a la región minera de Pilbara, cuya industria supone el 48,7% de la producción minera estatal y donde residen 47.500 habitantes. Inicialmente, la infraestructura eléctrica fue construida por las empresas mineras hasta que en 1985 fueron in-terconectadas. Las 5 empresas que integran este sistema son:

o Horizon PowerHorizon PowerHorizon PowerHorizon Power: propiedad del Gobierno estatal de Australia Occidental, supervisa el funcionamiento del NWIS e interconecta sus redes eléctricas; compra la energía gene-rada por las demás empresas del sistema

o BHP BillitonBHP BillitonBHP BillitonBHP Billiton: esta multinacional minera posee 2 líneas de transmisión que conectan sus explotaciones, comprando la energía generada a Alinta Energy.

o ATCO AustraliaATCO AustraliaATCO AustraliaATCO Australia: propietaria de la planta de generación de electricidad Karratha Power Station (86 MW a partir de gas).

o Alinta EnergyAlinta EnergyAlinta EnergyAlinta Energy: generador único para BHP Billiton, propietario de 2 plantas con una ca-pacidad conjunta de 175 MW.

o Rio TintoRio TintoRio TintoRio Tinto: esta empresa minera es propietaria también de 2 líneas de transmisión que conectan sus yacimientos mineros y una planta de generación en Cape Lambert.

El NWIS basa su funcionamiento en contratos bilaterales entre empresas generadoras y Horizon Power.

• South West Interconnected System (SWIS)

El SWIS cubre las necesidades eléctricas del Sudoeste de Australia Occidental, abarcando desde Kalbarri al norte, el área minera de Kalgoorlie en el este y Albany al sur – su núcleo de población principal es Perth. El mercado eléctrico mayorista (WEM) para el SWIS comenzó a funcionar en septiembre de 2006, cuando continuando la reforma eléctrica iniciada en 2001 el Gobierno estatal desagregó la empresa pública monopolista Western Power Corporation en 4 entidades:

o Verve EnerVerve EnerVerve EnerVerve Energygygygy: empresa generadora del SWIS. Tiene 5 grandes plantas de generación (una operada por Transfield Services); 4 más pequeñas y acuerdos de compra de


15151515



energía en picos de demanda con la planta de Kemerton (Transfield Services). En enero de 2014 se fusionó con Synergy.

o SySySySynergynergynergynergy: empresa retailer del SWIS. Desde 2014 también absorbió el negocio de ge-neración de Verve Energy, siendo propietarios de varios parques eólicos o combinados con gas/diésel.

o Western PowerWestern PowerWestern PowerWestern Power: corporación pública propietaria de la red de transmisión y distribución eléctrica del SWIS. En la práctica es un monopolio TNSP/DNSP y su funcionamiento lo supervisa ERAWA.

o Horizon PowerHorizon PowerHorizon PowerHorizon Power:::: propiedad del Gobierno estatal de Australia Occidental, es responsa-ble de la generación, transmisión y retail de electricidad en áreas fuera del SWIS.

El Independent Market Operator of Western Australia (IMOWA) está encargado de operar y desa-rrollar desde 2004 el WEM de acuerdo con las Wholesale Electricity Market Rules y los Market Procedures and Power System Operation Procedures. La Economic Regulation Authority (ERAWA) es la entidad reguladora independiente encargada de promover la competencia en los mercados de electricidad, agua, gas y transporte; emite las licencias de generación, transmisión distribución y retail de energía eléctrica; aprueba los contratos, con sus términos, condiciones (in-cluyendo precios) y estándares que los propietarios de la red eléctrica deben por ley ofrecer a aquellas empresas que quieran operar su infraestructura; monitoriza el WEM.

Funcionamiento deFuncionamiento deFuncionamiento deFuncionamiento dellll SWISSWISSWISSWIS

El WEM combina un sistema de Net Pool donde los generadores y retailers compran/venden energía a través de contratos bilaterales, con un mercado a corto plazo STEM (Short Term Energy Market) que posibilitan a las empresas participantes “equilibrar” sus posiciones de compra/venta acordadas.

Además del STEM, en el WEM actúan otros mecanismos adicionales que incluyen una reserva de capacidad tanto en el segmento de generación como de transmisión/distribución eléctrica, esta-blecido por el IMOWA para períodos de 2 años. Siguiendo este mecanismo, los retailers deben obligatoriamente comprar créditos de capacidad adicional equivalentes a su contribución estima-da por IMOWA al pico de demanda del SWIS. Así, tanto empresas generadoras como usuarios fi-nales (que consuman menos electricidad durante picos de demanda) tienen incentivos para con-seguir estos créditos de capacidad adicional ofreciendo capacidad al sistema y negociándolos en contratos bilaterales. El IMOWA compraría mediante subasta la capacidad adicional no contratada hasta alcanzar el requerimiento fijado.

TRANSMISIÓN Y DISTRITRANSMISIÓN Y DISTRITRANSMISIÓN Y DISTRITRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA DELBUCIÓN ELÉCTRICA DELBUCIÓN ELÉCTRICA DELBUCIÓN ELÉCTRICA DEL WAEM POR ESTADOSWAEM POR ESTADOSWAEM POR ESTADOSWAEM POR ESTADOS

EstadoEstadoEstadoEstado Sistema elSistema elSistema elSistema eléctricoéctricoéctricoéctrico TransmisiónTransmisiónTransmisiónTransmisión DistribuciónDistribuciónDistribuciónDistribución

Australia Occidental

SWIS Western Power

NWIS Horizon Power

Resto No hay líneas de transmisión Horizon Power + 29 dis-tribuidores independien-

tes

Territorios del Norte Territorios del Norte Power and Water Corporation



16161616



A continuación se presenta una tabla resumen de las principales características y diferencias en-tre los mercados NEM y WEM:

DIFERENCIAS ENTRE DIFERENCIAS ENTRE DIFERENCIAS ENTRE DIFERENCIAS ENTRE LOS SISTEMAS LOS SISTEMAS LOS SISTEMAS LOS SISTEMAS WEMWEMWEMWEM Y NEMY NEMY NEMY NEM

NEMNEMNEMNEM WEMWEMWEMWEM

ASPECTOS GENERALESASPECTOS GENERALESASPECTOS GENERALESASPECTOS GENERALES

Área de cobertura Estados de Nueva Gales del Sur, ACT, Victoria, Queensland, Australia Meridional y Tasmania

Sudoeste del estado de Australia Occidental

GENERACIÓNGENERACIÓNGENERACIÓNGENERACIÓN

Capacidad de genera-ción instalada

49.000 MW 5.500 MW

Energía generada (anual) 199.000 GWh 18.000 GWh

Número de generadores

322 24

Más importantes:

Más importantes: Synergy (50,2%); Alinta (11,5%); NewGen Neerabup (5,8%); NewGen

Kwinana (5,6%)

Retailers

28 11

Más importantes: Origin Energy, Energy Australia, AGL, Australian Power & Gas, Aurora Energy, ERM Business Energy,

Powerdirect.

Más importantes: Synergy, Alinta, Perth Energy y ERM Power. Estos cuatro retailers cubren ca-

si el 100% del mercado.

TNSP/DNSPTNSP/DNSPTNSP/DNSPTNSP/DNSP

Transmisión Powerlink, Transgrid, Transend Networks, SP Ausnet y Electra Net

Western Power

Distribución

Energex, Ergon Energy, Ausgrid, Endeav-our Energy, Essential Energy, Actwew AGL (en ACT), Aurora, Powercor, CitiP-ower, Jemena, United Energy y SA Power Networks

Red eléctrica 13 redes de distribución South West Interconnected Network (SWIN)

FIGURAS PRINCIPALESFIGURAS PRINCIPALESFIGURAS PRINCIPALESFIGURAS PRINCIPALES

Operador del mercado mayorista de electricidad

Australian Energy Market Operator (AEMO)

Independent Market Operator of Western Aus-tralia (IMOWA)

Regulador Australian Energy Regulator (AER) Economic Regulation Authority of Western Aus-tralia (ERAWA)

FUNCIONFUNCIONFUNCIONFUNCIONAMIENTO DEL MERCADOAMIENTO DEL MERCADOAMIENTO DEL MERCADOAMIENTO DEL MERCADO

Ley reguladora NEL (National Electricity Law)

Western Australian Market Rules NER (National Electricity Rules)

Mercado GROSS POOL NET POOL + GROSS POOL


17171717



La electricidad es suministrada 24/7. Los operadores del mercado están obligados a vender toda la energía que producen al precio establecido por el mercado.

Acuerdos bilaterales (Net Pool). El precio de mercado está determinado por las ofertas de suministro y compra. Se regula el comercio de energía necesario para equilibrar las necesida-des de los participantes, una vez cerrados sus contratos bilaterales (Gross Pool)


2.1.3.2.1.3.2.1.3.2.1.3. Territorio NorteTerritorio NorteTerritorio NorteTerritorio Norte

El Territorio Norte, debido a su población reducida y dispersa, no dispone de una red eléctrica per se y tampoco existe un mercado mayorista de electricidad, produciéndose la venta de energía en base a contratos bilaterales entre generadores y retailers.

La empresa pública Power and Water Corporation es responsable de la transmisión y distribución de energía eléctrica a 244.000 personas repartidas entre los 3 mini-sistemas eléctricos regulados del territorio (Darwin – Katherine; Tennant Creek y Alice Springs) que no están interconectados, además de actuar como generador y retailer para 72 comunidades aborígenes remotas.

Hasta julio de 2014 los negocios de generación eléctrica y retail también estaban integrados en la Power and Water Corporation, fecha en que el Gobierno del Territorio Norte los escindió constitu-yendo las corporaciones públicas Territory Generation y Jacana Energy. Actualmente, la primera tiene una capacidad instalada de 592 MW (principalmente plantas de gas/diésel) y adicionalmente compra 115 MW de IPPs. La Power and Water Corporation suministra el gas necesario para el funcionamiento de las plantas, procedente del Blacktip Gas Field (ENI).

Un mapa de la red eléctrica del Territorio Norte puede consultarse aquí.

Las tarifas eléctricas son propuestas por Power and Water Corporation a una comisión reguladora independiente (Utilities Commission) para su aprobación/rectificación aplicando el Network Price Determination (se establece por períodos de 5 años). Este marco regulatorio adapta, en la medida de lo posible, tanto el enfoque del Australian Energy Regulator como las National Electricity Rules del NEM a la legislación del Territorio Norte.

2.2. EL SECTOR EÓLICO DE AUSTRALIA

2.2.1.2.2.1.2.2.1.2.2.1. Clasificación del sector Clasificación del sector Clasificación del sector Clasificación del sector

Los parques eólicos pueden clasificarse en función de su emplazamiento, tamaño, conexión a la red, aerogenerador instalado, tipo de propiedad y volumen de energía generada:

Emplazamiento: existen parques eólicos terrestres (en Australia son todos) y marinos.

Conexión a la red: on grid (cuando las turbinas están conectadas a la red de transmisión energéti-ca) y off grid (se trata de turbinas para autoabastecimiento, sin conexión a la red eléctrica)

Volumen de energía generado: pequeña escala (< 1MW) o gran escala (> 1 MW)

Propiedad: privada, público – privada y pública.

Aerogenerador: existen 2 tipos de generadores según el eje.

• Eje horizontal: Es el tipo de turbina más utilizado y con mayor potencia de generación.


18181818



o De baja o media potencia: Hasta 50 Kw (entre 12 y 24 aspas) que funcionan con vientos de 2 – 5 m/s. Su sistema de orientación está basado en una veleta.

o De alta potencia: Más de 50 Kw (2 ó 3 aspas). Suelen instalarse en parques eólicos, traba-jando con velocidades superiores a 5 m/s, y un máximo rendimiento para 15 m/s. Se orientan gracias a servomecanismos que reciben señales de veletas y anemómetros.

• Eje vertical:

o Sabonius: El rotor se basa en la diferente fuerza aerodinámica que ejerce un flujo de aire sobre objetos de distinta forma.

o Darrieus: El rotor está formado por un conjunto de álabes, unidos entre sí, que pueden gi-rar alrededor de un eje vertical y cuya sección recta tiene forma de un perfil aerodinámico.

Además, en las fases de promoción, construcción, operación y mantenimiento del parque inter-vienen varios tipos diferentes de empresas: promotores de parques eólicos; EPCistas; consultoras e ingenierías; fabricantes y suministradores de turbinas, equipos eléctricos, convertidores, siste-mas de telecomunicaciones, control y gestión; operadores del parque y empresas de manteni-miento; empresas de transmisión y distribución eléctrica, además de retailers de energía; entida-des de financiación e instituciones públicas.

2.2.2.2.2.2.2.2.2.2.2.2. Clasificación arancelaria Clasificación arancelaria Clasificación arancelaria Clasificación arancelaria

A continuación se presentan las principales secciones y capítulos del TARIC involucrados en la construcción y funcionamiento de un parque eólico:

Sección XVSección XVSección XVSección XV: Metales base y artículos con base de metal

Capítulo 73: Artículos de hierro o acero.

Sección XVISección XVISección XVISección XVI: Máquinas y aparatos, material eléctrico y sus partes; aparatos de grabación o re-producción de sonido, aparatos de grabación o reproducción de imágenes y sonido en televisión, y las partes y accesorios de estos aparatos.

Capítulo 84: Reactores nucleares, calderas, máquinas y aparatos mecánicos; sus partes.

Capítulo 85 - Maquinaria y equipo eléctrico y sus partes; grabadoras y reproductoras de sonido, televisión, y las partes y accesorios.

SecciónSecciónSecciónSección XVIIIXVIIIXVIIIXVIII: Instrumentos y aparatos de óptica, fotografía o cinematografía, de medida, control o precisión; instrumentos y aparatos medico quirúrgicos; aparatos de relojería; instrumentos mu-sicales; partes y accesorios de estos instrumentos o aparatos.

Capítulo 90: Instrumentos y aparatos de óptica, fotografía o cinematografía, de medida, control o precisión; instrumentos y aparatos medico quirúrgicos; partes y accesorios de estos instrumentos o aparatos.

CLASIFICACIÓN CLASIFICACIÓN CLASIFICACIÓN CLASIFICACIÓN ARANCELARIAARANCELARIAARANCELARIAARANCELARIA

AEROGENERADORES EÓLICOSAEROGENERADORES EÓLICOSAEROGENERADORES EÓLICOSAEROGENERADORES EÓLICOS TARICTARICTARICTARIC

TorreTorreTorreTorre 7308730873087308

- de hierro o acero 7308.20


19191919



Palas del aerogeneradorPalas del aerogeneradorPalas del aerogeneradorPalas del aerogenerador 8412841284128412

- partes de otros motores 8412. 90

RodamientosRodamientosRodamientosRodamientos 8482848284828482

- bolas 8482.10

- cónicos 8482.20

- oscilantes 8482.30

- agujas 8482.40

- cilíndricos 8482.50

- otros rodamientos 8482.80

Caja de cambiosCaja de cambiosCaja de cambiosCaja de cambios 8483848384838483

- engranajes y ruedas de fricción 8483. 40

GeneradorGeneradorGeneradorGenerador 8501850185018501

- output menor a 75kVA; entre 75kVA y 375kVA; entre 375kVA y 750kVA; mayor a 750Kva

8501.61; 8501.62; 8501.63; 8501.64

Caja de cambios con el generadorCaja de cambios con el generadorCaja de cambios con el generadorCaja de cambios con el generador 8502850285028502

- generadores eólicos 8502.31

Equipo de control eléEquipo de control eléEquipo de control eléEquipo de control eléctrico. Cuadros, paneles y demás soportes para control o distrctrico. Cuadros, paneles y demás soportes para control o distrctrico. Cuadros, paneles y demás soportes para control o distrctrico. Cuadros, paneles y demás soportes para control o distri-i-i-i-bución de electricidadbución de electricidadbución de electricidadbución de electricidad

8537853785378537

- voltaje menor a 1.000V 8537.10

- voltaje mayor a 1.000V 8537. 20

Contadores de suministro Contadores de suministro Contadores de suministro Contadores de suministro 9028902890289028

- de electricidad 9028. 30

InstrumeInstrumeInstrumeInstrumentos de medición de volúmenes de electricidadntos de medición de volúmenes de electricidadntos de medición de volúmenes de electricidadntos de medición de volúmenes de electricidad 9030903090309030

- osciloscopios y oscilógrafos 9030.20

- otros: multímetros sin dispositivo de grabación; multímetros con dispositivo de grabación; otros sin dispositivo de grabación; otros con dispositivo de grabación

9030.31; 9030.32; 9030.33; 9030.39

Fuente: Australian Customs and Border Protection Service.

La selección del aerogenerador es fundamental en el diseño, construcción y funcionamiento de parque eólico, por lo que dentro de este estudio nos centraremos en su análisis.


20202020



3. OFERTA – ANÁLISIS DE COMPETIDORES

En Australia predomina la generación de energía eléctrica a partir de combustibles fósiles (carbón y gas), suponiendo las energías renovables únicamente 31.684 GWh (13,5%) de la matriz energé-tica nacional en 2014.

El sentido de las políticas gubernamentales de acción sobre el cambio climático han dependido del signo político del gobierno. Así, bajo el gobierno laborista se la ratificó el Protocolo de Kyoto (diciembre de 2007); se amplió a 44.000 GWh el Renewable Energy Target – RET para 2020 (agos-to de 2009); y la implantó una tasa sobre las emisiones de carbono carbon tax (en vigor entre julio de 2012 y 2014) lo que produjo cambios en el segmento de la generación eléctrica al incentivar la inversión en energías renovables. Por otro lado, el gobierno conservador elegido en septiembre de 2013 redefinió las políticas públicas de apoyo a las energías renovables (retirada del Carbon Tax y reducción de los objetivos del RET hasta los 33.000 GWh).

GENERACIÓN ELÉCTRICAGENERACIÓN ELÉCTRICAGENERACIÓN ELÉCTRICAGENERACIÓN ELÉCTRICA A PARTIR DE ENERGÍASA PARTIR DE ENERGÍASA PARTIR DE ENERGÍASA PARTIR DE ENERGÍAS RENOVABLES RENOVABLES RENOVABLES RENOVABLES ((((ENENENENERO 2015)ERO 2015)ERO 2015)ERO 2015)

TIPO DE RENOVABLE CAPACIDAD GWh

% DE LA GENERACIÓN RENOVABLE

% DE LA GENERACIÓN TOTAL

EQUIVALENCIA EN Nº DE HOGARES

Hidráulica 14.555 45,9% 6,19% 2.049.000

Eólica 9.777 30,9% 4,16% 1.377.000

Solar fotovoltaica (<100kW) 4.834 15,3% 2,06% 680.900

Bioenergía 2.400 7,6% 1,02% 338.000

Solar a gran escala 118 0,4% 0,05% 16.700

Geotermal 0,5 0,002% 0,00% 70

Mareomotriz 0,04 0% 0,00% 6

TOTAL 31.684 100% 13,47% 4.462.600 Fuente: Clean Energy Australia report.

La principal energía renovable australiana es la hidroeléctrica, concentrándose su generación en el estado de Tasmania (35 centrales de las 123 totales) y el complejo hidroeléctrico de Snowy River (9 centrales y una capacidad instalada de 3.800 MW) entre Victoria y Nueva Gales del Sur. Ade-más, su contribución a la matriz energética aumentó en 2013 y 2014 debido a condiciones clima-tológicas excepcionalmente buenas y factores comerciales – la imposición del carbon tax incenti-


21212121



vó a los generadores hidroeléctricos a producir más electricidad y reducir sus reservas de agua en los embalses.

La energía eólica ha sido la más favorecida con la adopción de estas políticas por tratarse de una tecnología madura, escalable y barata en relación con las demás energías renovables. Sin embar-go, ha ido perdiendo impulso a partir de 2014 frente al desarrollo de proyectos de energía solar a gran escala cuyos costes se han abaratado sensiblemente y cuya financiación está incluida entre las prioridades de la Australian Renewable Energy Agency - ARENA.

La energía solar a pequeña escala (< 100 KWh) se ha beneficiado tanto del RET como Feed in Ta-riffs estatales, que impulsan la instalación residencial y comercial de paneles solares sobre todo desde 2011. La electricidad así generada nononono se intercambia en el mercado eléctrico, sino que el propietario recibe descuentos equivalentes a la energía generada en su factura eléctrica, calcula-dos por el operador eléctrico (AEMO en el NEM) o el Ministerio de Finanzas (en Australia Occiden-tal).

GENERACIÓN DE ENERGÍGENERACIÓN DE ENERGÍGENERACIÓN DE ENERGÍGENERACIÓN DE ENERGÍA RENOVABLE Y FÓSIL A RENOVABLE Y FÓSIL A RENOVABLE Y FÓSIL A RENOVABLE Y FÓSIL POR ESTADOPOR ESTADOPOR ESTADOPOR ESTADO ((((ENENENENERO 2015)ERO 2015)ERO 2015)ERO 2015)

Estado Generación total (GWh)

Generación fósil (GWh)

Generación renovable (GWh)

Índice de penetra-ción de renovables

Australia Meridional 11.933 7.115 4.817 40%

Australia Occidental 18.425 16.082 2.343 13%

Victoria 53.203 48.037 5.166 10%

Tasmania 11.004 584 10.420 95%

Nueva Gales del Sur 60.594 57.226 3.368 6%

Queensland 57.683 53.797 3.885 7%

Fuente: Clean Energy Australia report.

Por estados, Tasmania tiene el mayor índice de penetración de energías renovables debido a sus importantes recursos hidráulicos y eólicos: Hydro Tasmania genera 9.000 GWh anuales de ener-gía hidroeléctrica, además de desarrollar proyectos eólicos (Musselroe, Bluff Point, Huxley Hill y Studland Bay) e híbridos off grid (King island - diésel/eólica).

El estado de Australia Meridional es el más dependiente de la generación eléctrica en plantas de gas. Para impulsar las energías renovables y diversificar su matriz energética, en 2009 el Gobierno estatal creó un Fondo de Energías Renovables (Renewable Energy Fund) y adoptó un ambicioso RET del 33% en 2020, que fue alcanzado en 2014. Este año la energía eólica constituyó el 29% de la capacidad instalada, cubriendo el 35% de la demanda de electricidad en 2013-14. En 2014 el Gobierno estatal amplió el RET al 50% para 2025.

Los demás estados son muy dependientes de los combustibles fósiles (carbón y gas) y la pene-tración de renovables reducida.

3.1. TAMAÑO DEL SECTOR

La industria australiana de generación de energías renovables (excluyendo la hidráulica y la solar a pequeña escala) facturó A$ 570 millones en el año fiscal 2014-2015, correspondiendo un 76,4% (A$ 435,5 millones) a la industria eólica.


22222222



La ampliación del RET hasta 44.000 GWh (equivalente al 20% del consumo estimado en 2020) fue el principal impulso para el sector, que creció al 8,1% anual entre 2010 – 2015, ya que la inversión en generación limpia se realiza principalmente para permitir que retailers eléctricos e industrias in-tensivas en el uso de energía cumplan con sus obligaciones dentro del RET. Sin embargo, la deci-sión del gobierno liberal de reducir el objetivo del nuevo RET 33.000 GWh unido a la incertidumbre en el sector, ha frenado la inversión en energías renovables. En el año fiscal 2014-2015 el 92% de la facturación del sector procedió de la venta de electricidad a retailers energéticos (en muchos casos son también empresas generadoras) y únicamente el 8% a la industria pesada.

El sector eólico australiano fue el principal beneficiario de esta política energética: en el año fiscal 2014-2015 generó 9.777 GWh suponiendo el 4,16% de la electricidad total producida y el 31% de la procedente de energías renovables. Australia cuenta con 71 plantas operativas (1.866 turbinas) con una capacidad instalada de 3.807 MW, que la situaba en el puesto 16 del ranking mundial se-gún el Global Energy Wind Council.

PRINCIPALES PARQUES PRINCIPALES PARQUES PRINCIPALES PARQUES PRINCIPALES PARQUES EÓLICOS EN AUSTRALIEÓLICOS EN AUSTRALIEÓLICOS EN AUSTRALIEÓLICOS EN AUSTRALIAAAA Enero 2015

NOMBRE / Ubicación ESTADO PROPIETARIO MW Comienzo de su ope-ración

Macarthur Wind Farm Victoria AGL Energy 420 Enero 2013

Snowtown 2 Australia Meridional TrustPower 270 Octubre 2013

Lake Bonney Wind Farm Australia Meridional Infigen Energy 240 Abril 2008

Collgar Wind Farm Australia Occidental UBS Global Asset Ma-nagement 206 Octubre 2011

Portland Wind Farm Victoria Pacific Hydro 195 Febrero 2015

Waubra Wind Farm Victoria Acciona EnergyAcciona EnergyAcciona EnergyAcciona Energy / ANZ Infrastructure Services 192 Julio 2009

Musselroe Wind Farm Tasmania Hydro Tasmania 168 Enero 2014

Hallett Wind Farm Australia Meridional AGL 166 Marzo 2012

Gullen Range Nueva Gales del Sur Goldwind 165,5 Diciembre 2014

Capital Wind Farm Nueva Gales del Sur Infigen Energy 140.7 Octubre 2009

Mt. Mercer Victoria Meridian 131,2 Enero 2015

Woolnorth Wind Farm Tasmania Roaring 40s & Hydro Tasmania

140 2007

Snowtown Wind Farm Australia Meridional TrustPower 99 Septiembre 2008 Fuente: Departamento de Medioambiente. Gobierno de Australia

En julio de 2012 el Gobierno laborista introdujo un impuesto sobre las emisiones de CO2 conocido como carbon tax (23 y 24,15 A$/tonelada emitida de CO2 en 2012-13 y 2013-14, respectivamente) que redujo un 11% la generación de electricidad procedente de plantas térmicas durante su pe-ríodo de aplicación.

Sin embargo, el gobierno conservador elegido en septiembre de 2013 introdujo cambios impor-tantes en la política de cambio climático, iniciando la revisión del RET (informe Warburton) y su-primiendo el carbon tax en julio de 2014 (venciendo la resistencia del Senado, donde no tienen mayoría). Esto generó una gran incertidumbre y según Bloomberg New Energy Finance redujo un


23232323



88% la inversión en proyectos de energías renovables a gran escala (sobre todo eólicos) en 2014. El número de proyectos y MW de energía eólica instalada disminuyeron:

PARQUES EÓLICOS COMPPARQUES EÓLICOS COMPPARQUES EÓLICOS COMPPARQUES EÓLICOS COMPLETADOSLETADOSLETADOSLETADOS 2013

NOMBRE/Ubicación ESTADO PROPIETARIO NACIONALIDAD MW

Macarthur Victoria AGL Energy y Malakoff Corp BHD Australia y Malasia 420

Musselroe Tasmania Woolnorth Wind Farm Holdings Australia 168

Mumbida Australia Occidental Synergy / Infrastructure Capital Group Australia 55

Karakin (lancelin) Australia Occidental Blair Fox Australia 5

West Hills (Lancelin) Australia Occidental Blair Fox Australia 5

Denmark Community Australia Occidental Denmark Community Wind Farm Australia 2,4

Total 655,4 Fuente: Clean Energy Council

PARQUES EÓLICOS COMPPARQUES EÓLICOS COMPPARQUES EÓLICOS COMPPARQUES EÓLICOS COMPLETADOS LETADOS LETADOS LETADOS 2014


Goldwind Nueva Gales del Sur Goldwind China 165,5

Mt. Mercer Victoria Meridian Nueva Zelanda 131,2

Snowtown 2 Australia Meridional Trustpower Nueva Zelanda 270,0

Total 566,7 Fuente: Clean Energy Council

La abolición del carbon tax ha provocado también que algunas empresas generadoras de electri-cidad a partir de carbón anuncien la reapertura de centrales -Stanwell (propiedad del Gobierno estatal de Queensland) reabrió en 2015 su planta de Tarong (700 MW) que fue cerrada a finales del 2012.

Asimismo, dentro de las energías renovables es destacable el desarrollo de parques solares a gran escala – identificado por ARENA en su plan de inversiones (julio de 2015) como un área de inversión prioritaria. La creciente madurez de esta tecnología, el abaratamiento de sus materiales (paneles solares) y el apoyo público a través de concursos públicos (Gobierno de ACT subastó y adjudicó 40 MW de energía solar en 2012) han mejorado su competitividad frente a la energía eó-lica.

Debido a todos estos factores, la promoción de proyectos eólicos se ha ralentizado desde 2014. A principios de 2015 había 1.790 MW en diferentes fases de desarrollo:

PARQUES EÓLICOS EN DPARQUES EÓLICOS EN DPARQUES EÓLICOS EN DPARQUES EÓLICOS EN DESARROLLO / CONSTRUCESARROLLO / CONSTRUCESARROLLO / CONSTRUCESARROLLO / CONSTRUCCIÓNCIÓNCIÓNCIÓN Enero 2015


Ararat Victoria RES Reino Unido 247,5

Mt Gellibrand Victoria Acciona España 189,0


24242424



Mortlake South Victoria Acciona España 76,5

Boco Rock Nueva Gales del Sur Electricity Generating PCL Tailandia 113,0

Crowlands Victoria Pacific Hydro Australia 84,05

Crookwell 2 Nueva Gales del Sur Unión Fenosa España 92,0

Ryan Corner Victoria Unión Fenosa España 134,0

Hawkesdale Victoria Unión Fenosa España 62,0

Berrybank Victoria Unión Fenosa España 190,0

Lal Lal Victoria West Wind Energy Alemania/Australia 128,0

Woolsthorpe Victoria Wind Fram Developments Nueva Zelanda 40,0

Total 1.790,0

Fuente: Clean Energy Council

El Ministerio de Medioambiente de Australia publica en su página web una relación completa de proyectos operativos de energías renovables, disponible aquí.

Según los estados, Australia Meridional supone el 38,8% de la capacidad eólica instalada total, seguido de Victoria (28,1%); Australia Occidental (12,9%); Nueva Gales del Sur (11,8%); Tasmania (8,2%) y Queensland (0,4%).

3.2. EXPORTACIONES E IMPORTACIONES

Aunque los códigos TARIC referidos al sector eólico son muy numerosos e incluyen estructuras de hierro o acero, palas (para las turbinas), varios tipos de rodamientos, aislamientos, cajas de cambios y equipos de control eléctrico, en este estudio nos centraremos en el análisis del com-ponente de mayor añadido: los aerogeneradores. El suministro, instalación y mantenimiento de las turbinas eólicas supone entre el 60-65% del valor de estos proyectos.

Debido a que la energía eólica es relativamente nueva en Australia, no existen fabricantes relevan-tes de aerogeneradores (cuya potencia sea >1,5 MW i.e. del tipo instalado en parques eólicos) por lo que el 100% de la demanda se cubre con importaciones.

La introducción de políticas energéticas favorables, así como la incertidumbre generada cuando éstas se revisan, han marcado el desarrollo del sector y también las importaciones de equipos. En los últimos 5 años, la aprobación del Renewable Energy Target (RET) en agosto de 2009 fijándolo en 41.000 GWh para 2020 impulsó los proyectos de generación energética a gran escala a partir de fuentes renovables, multiplicándose x 14 las importaciones de aerogeneradores entre 2010-12.

Del mismo modo, el anuncio del Gobierno conservador elegido en septiembre de 2013 de eliminar el Carbon Tax (medida aprobada finalmente por el Senado en julio de 2014) y la incertidumbre ge-nerada por la revisión del RET desde 2013 hasta junio de 2015, cuando se establece en 33.000 GW, supuso una reducción del número de proyectos de energías renovables a gran escala del 88% sólo en 2013-14. Consecuentemente, las importaciones de aerogeneradores disminuyeron el 77% para el período 2012-14.

Asimismo, la reducción del mercado ha significado una mayor concentración del suministro, que se desplaza hacia proveedores chinos e indios (96% y 3% del mercado en 2014) frente al dominio anterior de Dinamarca y Alemania (86% y 10% de cuota en 2012).


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IMPORTACIONES AUSTRAIMPORTACIONES AUSTRAIMPORTACIONES AUSTRAIMPORTACIONES AUSTRALIANAS DE LA PARTIDALIANAS DE LA PARTIDALIANAS DE LA PARTIDALIANAS DE LA PARTIDA ARANCELARIA 85ARANCELARIA 85ARANCELARIA 85ARANCELARIA 8502020202....3131313100 00 00 00 ---- AEROGENERADORESAEROGENERADORESAEROGENERADORESAEROGENERADORES AU$

PaísPaísPaísPaís 2010201020102010 2011201120112011 2012201220122012 2013201320132013 2014201420142014 % Cu% Cu% Cu% Cuo-o-o-o-ta 2014ta 2014ta 2014ta 2014

% Vari% Vari% Vari% Varia-a-a-a-ción ción ción ción

2013/142013/142013/142013/14

China 20.548.408 29.061.617 10.409.121 129.383.321 74.431.576 95.47 - 42.47

India 2.038.252 1.571.930 0 621.969 2.268.197 2.91 264.68

Dinamarca 40.456 101.134.986 293.190.339 239.361 929.905 1.19 288.49

Reino Unido 320.429 71.872 176.204 48.206 110.802 0.14 129.85

Portugal 0 11.537 63.906 94.917 99.206 0.13 4.52

Alemania 18.776 14.245.657 35.415.106 44.099.029 64.291 0.08 - 99.85

Estados Unidos 12.184 516.270 96.472 677.693 53.983 0.07 - 92.03

Francia 3.565 458.082 0 0 6.301 0.01 0.00

Hong Kong 0 0 4.805 0 0 0.00 0.00

Sudáfrica 12.426 29.817 21.946 0 0 0.00 0.00

Total Top 10Total Top 10Total Top 10Total Top 10 22.994.49622.994.49622.994.49622.994.496 147.101.768147.101.768147.101.768147.101.768 339.377.899339.377.899339.377.899339.377.899 175.164.49175.164.49175.164.49175.164.496666 77.964.26177.964.26177.964.26177.964.261 100,00100,00100,00100,00 ----

11.España11.España11.España11.España 0000 0000 0000 35.71635.71635.71635.716 0000 0.000.000.000.00 ---- 100.00100.00100.00100.00

Resto del mundo 1.151.190 2.720.929 354.405 39.024 0 0 -

TOTALTOTALTOTALTOTAL 24.145.68624.145.68624.145.68624.145.686 149.822.697149.822.697149.822.697149.822.697 339.732.304339.732.304339.732.304339.732.304 175.239.236175.239.236175.239.236175.239.236 77.964.25977.964.25977.964.25977.964.259

100.00100.00100.00100.00 ---- 55.5155.5155.5155.51 Fuente: Global Trade Atlas

Los principales suministradores de aerogeneradores, que en Australia operan también como pro-motores de parques eólicos y EPCs, son: China (principalmente Goldwind; Sinovel cerró sus ope-raciones en Australia en 2013), India (Suzlon) y Dinamarca (Vestas). El único fabricante español con aerogeneradores instalados en Australia es Acciona Energía.

EXPORTACIONESEXPORTACIONESEXPORTACIONESEXPORTACIONES AUSTRALIANAS DE LA PAUSTRALIANAS DE LA PAUSTRALIANAS DE LA PAUSTRALIANAS DE LA PARTIDA ARANCELARIA 8ARTIDA ARANCELARIA 8ARTIDA ARANCELARIA 8ARTIDA ARANCELARIA 8502502502502....3131313100000000 –––– AEROGENERADORES AEROGENERADORES AEROGENERADORES AEROGENERADORES AU$

PaísPaísPaísPaís AU$AU$AU$AU$ % Cuota% Cuota% Cuota% Cuota % Variación% Variación% Variación% Variación

2012201220122012 2013201320132013 2014201420142014 2012201220122012 2013201320132013 2014201420142014 2014/20132014/20132014/20132014/2013

Corea del Sur 0 69.256 2.801.966 0.00 9.05 49.23 3.945.81

Alemania 0 116.644 1.604.349 0.00 15.24 28.19 1.275.42

Filipinas 0 0 1.029.270 0.00 0.00 18.09 0.00

China 0 0 211.097 0.00 0.00 3.71 0.00

Papúa Nueva Guinea 387.355 0 31.958 66.03 0.00 0.56 0.00

Francia 0 398.912 11.108 0.00 52.11 0.20 - 97.22

India 989 2.800 880 0.17 0.37 0.02 - 68.57

Estados Unidos 0 0 430 0.00 0.00 0.01 0.00

Vietnam 0 112.385 0 0.00 14.68 0.00 - 100.00

Singapur 1.000 0 0 0.17 0.00 0.00 0.00

Total Top 10Total Top 10Total Top 10Total Top 10 389.344389.344389.344389.344 699.997699.997699.997699.997 5.691.0585.691.0585.691.0585.691.058 66,3766,3766,3766,37 91,4391,4391,4391,43 100,00100,00100,00100,00 ----

Resto del mundo 197.308 65.573 0 33,63 8,57 0,00 -

TOTALTOTALTOTALTOTAL 586.652586.652586.652586.652 765.570765.570765.570765.570 5.691.0585.691.0585.691.0585.691.058 100.00100.00100.00100.00 100.00100.00100.00100.00 100.00100.00100.00100.00 643.38643.38643.38643.38


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Fuente: Global Trade Atlas

Las exportaciones de aerogeneradores son muy reducidas, y explicadas principalmente como re-exportaciones de equipos que en 2014 no pudieron ser instalados por la caída del sector en Aus-tralia.

3.3. PRINCIPALES EMPRESAS DEL SECTOR

Atendiendo a su función y nivel de implicación en el proceso de promoción, construcción, opera-ción y mantenimiento de un parque eólico, podremos distinguir varios tipos de empresas:

• PPPPropietariropietariropietariropietarioooos y operas y operas y operas y operadores dedores dedores dedores de parques eólicos:parques eólicos:parques eólicos:parques eólicos:

La actividad principal de estas empresas es vender como IPP (Independent Power Producer) la electricidad generada a retailers de energía y/o industria pesada, obligados dentro del esquema del RET a comprar electricidad a partir de fuentes renovables.

La energía eólica ha sido la más desarrollada en Australia para cumplir con los objetivos del RET debido a tratarse de una tecnología madura, escalable y de bajo coste – el 76,4% de la factura-ción de la industria generadora de electricidad a partir de renovables, procede de la eólica.

Además de generar electricidad, estas empresas están involucradas de diferentes modos en la promoción del proyecto, incluyendo aspectos de diseño y suministro de equipos y servicios. Al-gunos de los más importantes son:

APA Group: gran empresa propietaria/operadora de infraestructuras de transporte y alma-cenamiento de gas. Además, participa en varias plantas de generación eléctrica a través de Energy Infrastructure Investments; y parques eólicos mediante EII2 (North Brown Hill en Hallet; 132 MW).

One Wind Australia: propiedad del fondo Denham Capital, es una empresa promotora, propietaria y operadora de parques eólicos. Actualmente desarrolla 4 proyectos: Glen In-nes (75 MW); Lincoln Gap (177 MW); Cattle Hill (240 MW) y Walkaway II y III.

Trustpower: empresa pública neozelandesa generadora de electricidad a partir de renova-bles (2 parque eólicos y 38 centrales hidroeléctricas en Nueva Zelanda); retailer de energía y servicios de telecomunicaciones. Está constituida en Australia desde 2003, donde son promotores y propietarios de 3 centrales hidroeléctricas y 3 parques eólicos: Snowtown 1 (100 MW) y 2 (270 MW); Blayney (10 MW) y Crookwell (5 MW).

Meridian Energy: empresa neozelandesa generadora/retailer de electricidad (centrales hi-droeléctricas, parques eólicos y solares. En Australia son también promotores y propieta-rios de parques eólicos: Mt. Millar (70 MW) y Mt. Mercer (131 MW).

Infigen Energy: empresa promotora/propietaria/operadora de 35 parques eólicos en Esta-dos Unidos y Australia (6 instalaciones con una capacidad instalada de 557 MW). También actúa como EPC en algunos proyectos.

Acciona Energía: filial del grupo español Acciona propietaria/operadora de tres parques eólicos con una capacidad instalada de 304,5 MW. Acciona Energía se dedica también a actividades de promoción y construcción (como EPC), mientras que Acciona Windpower diseña, fabrica, instala (proyecto de Waubra; 192 MW) y mantiene sus propios aerogenera-


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dores. En el sector de renovables, también ha terminado como EPC el parque solar de Ro-yalla (20 MW) para la promotora española FRV.

Otras empresas eléctricas internacionales como Ratch Australia (Tailandia) o Unión Fenosa Wind Australia (España) están presentes como promotores/IPPs de parques eólicos.

• Generadores púGeneradores púGeneradores púGeneradores públicos de energía eólica:blicos de energía eólica:blicos de energía eólica:blicos de energía eólica:

El papel de las empresas públicas estatales tiende a reducirse con el paso del tiempo y la entrada del capital privado, aunque también son propietarias de activos renovables:

Verve Energy: empresa pública del Gobierno de Australia Occidental generadora de elec-tricidad en el SWIS, fusionada en 2014 con el retailer público estatal Synergy. Es propieta-ria de 8 parques eólicos o híbridos diésel/eólica/gas.

Hydro Tasmania: corporación pública del estado de Tasmania integrada verticalmente (ge-neración/retail) que genera 9.000 GWh anuales de energía hidroeléctrica, siendo además promotora y propietaria de proyectos eólicos (Musselroe, Bluff Point, Huxley Hill y Stud-land Bay) e híbridos off grid (King island - diésel/eólica).

• Generadores/retailersGeneradores/retailersGeneradores/retailersGeneradores/retailers de energía eléctricade energía eléctricade energía eléctricade energía eléctrica: : : :

La integración vertical de ambas actividades permite a estas empresas garantizarse un suministro ininterrumpido de electricidad y gestionar eficientemente el riesgo de variación de precio spot de mercado. Su poder de mercado es cada vez mayor:

AGL Energy: gran empresa generadora/retailer del NEM. En el sector de energías renova-bles actúa como promotor, propietario y operador de plantas de biomasa y biogás (Queensland y Victoria); centrales hidroeléctricas (Victoria y Nueva Gales del Sur); energía solar a gran escala (Nueva Gales del Sur); parques eólicos (Hallett, Oaklands, Silverton, Coopers Gap y MacArthur).

Energy Australia: gran empresa generadora/retailer del NEM. También es promotor, propie-tario y operador de un diversificado catálogo de activos renovables, que incluye los par-ques eólicos de Waterloo (111 MW) y Cathedral Rocks (66 MW; participada también por Acciona) en Australia Meridional.

Origin Energy: gran empresa del sector energético cuyas actividades comprenden la ex-ploración/extracción/producción/transporte de gas. Generación/retail de electricidad pro-cedente de 6 plantas de gas (2.190 MW); parque eólico de Cullerin Range (30 MW); par-ques solares en Ballarat y Bendigo. En el sector de energía solar y eólico son también promotores.

En el año fiscal 2014-2015 estas 3 empresas generaron el 46% de la electricidad del NEM (15% en 2009) y suministraron al 75% de sus clientes retail. Además, controlan el 57% de la nueva capacidad de generación (térmica e hidroeléctrica) instalada en el NEM desde 2009 y están expandiendo sus actividades upstream en el sector del gas (plantas de gene-ración, transporte y almacenamiento de gas).


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• Promotores de parques eólicosPromotores de parques eólicosPromotores de parques eólicosPromotores de parques eólicos

Estas empresas son responsables del desarrollo íntegro del proyecto eólico, incluyendo la selec-ción del emplazamiento, obtención de permisos, realización de estudios y diseño del parque, pro-ject finance y puesta en funcionamiento.

Aunque pueden mantener la propiedad y operación del parque eólico, suele tratarse de empresas especializadas que realizan esta actividad para clientes concretos – generadores/retailers públicos o privados; propietarios/operadores finales de parques. Los más importantes serían:

RES Australia: filial del grupo RES (Reino Unido) encarga del desarrollo de proyectos eóli-cos. En 2015 son propietarios y operan 2 parques: Ararat (80,5 MW) y Taralga (106 MW). En fase de promoción tienen los proyectos de Puketiro (Nueva Zelanda) y Penshurst (758 MW en Australia).

Wind Prospect Pty: filial del grupo multinacional Wind Prospect (Reino Unido) especializa-do en la promoción eólica internacional. En Australia tienen una cartera de 4 proyectos (1.202 MW) pendientes de aprobación final y 17 aprobados (2.401 MW) realizados princi-palmente para IPPs (Trustpower) y generadores-retailers (AGL y Origin Energy).

Epuron: promotor australiano de proyectos de energía eólica y solar desde 2003. Dentro del sector eólico ha desarrollado el proyecto de Cullerin (30 MW – operativo y propiedad de AGL); Gullen Range (150 MW – en construcción, vendido a la china Tianrun Wind Po-wer); Silverton (1000 MW – aprobado y propiedad de AGL). En el sector solar es importante el proyecto TKLN off grid en el Territorio Norte (800 kW).

• Constructoras (EPCs)Constructoras (EPCs)Constructoras (EPCs)Constructoras (EPCs)

La empresa EPC (Engineering, Procurement & Construction) es el contratista principal del proyec-to, encargado del suministro e instalación de los aerogeneradores y del BoP (diseño y construc-ción de la infraestructura eléctrica y obra civil).

El tipo de empresas EPC que efectivamente construyen parques eólicos es bastante heterogéneo, incluyendo generadores/retailers como AGL Energy; constructoras locales tradicionales como Downer EDI o Lend&Lease (participa en JV con Innovation Capital en Windlab Systems Pty); pro-motores como Infigen Energy o multinacionales como Siemens, Acciona o Goldwind (que también fabrican aerogeneradores). Las más importantes son:

Downer EDI: ingeniería y constructora australiana del sector de infraestructuras presente también en Nueva Zelanda y el área Asia-Pacífico. En el área de renovables ofrece servi-cios de consultoría, construcción y mantenimiento de proyectos – ha construido 15 par-ques eólicos entre 2003 y 2014 con una capacidad instalada de 1,5 GWh. Recientemente, ha terminado los proyectos de Taralga (106,8 MW), Boco Rock o Mt. Mercer (153 MW para Meridian Energy). Su cuota de mercado como EPC en la actualidad es del 15%.

Siemens: esta multinacional también fabrica/mantiene aerogeneradores. Recientemente construyó el parque eólico de Snowtown 2 (270 MW) para Trustpower en Australia Meri-dional. Su cuota estimada es del 6,5% aproximadamente.

Infigen Energy: además de promotor, propietario y operador de parques eólicos. Esta em-presa ha construido 6 de sus propios parques (556 MW).


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A la empresa generadora/retailer AGL Energy y Windlab (participada por la gran construc-tora local Lend&Lease) les corresponden cuotas inferiores al 5% como EPCs.

• FFFFabricantes/suministradores de aerogeneradoresabricantes/suministradores de aerogeneradoresabricantes/suministradores de aerogeneradoresabricantes/suministradores de aerogeneradores

Un elemento fundamental a tener en cuenta en cualquier proyecto eólico son los aerogenerado-res, que suponen el 60 – 65% del valor de un parque. Algunos de los fabricantes internacionales de turbinas instalados en Australia son:

Goldwind (China): actúa como EPC, propietario y operador de varios parques eólicos. Fue adjudicado el contrato EPC del proyecto Gullen Range; construyó y opera también el par-que de Mortons Lane (19,5 MW).

Senvion/REpower (grupo indio Suzlon): son EPC, propietarios y operadores de parques eó-licos. Su cartera en Australia comprende 9 proyectos (440 MW en total) y el mantenimiento de turbinas en otros 16 parques (115 MW).

GE ha suministrado e instalado sus turbinas en varios proyectos importantes como Mum-bida (55 MW en Australia Occidental) o Boco Rock (113 MW en Nueva Gales del Sur). Ac-ciona, Vestas o Siemens desarrollan diferentes funciones dentro del sector eólico como hemos mencionado anteriormente.

• Entidades financierasEntidades financierasEntidades financierasEntidades financieras

La financiación de proyectos eólicos se realiza normalmente mediante emisiones de deuda y aportaciones de capital de los inversores, siendo fundamental el contrato PPA – Power Purchase Agreement entre la empresa promotora del proyecto y el retailer/cliente industrial que adquiere la energía a un precio fijo durante un período entre 15 y 25 años. Este PPA permite habilitar diferen-tes opciones de project finance donde los principales financiadores son los 4 grandes bancos australianos: National Australia Bank (NAB), Commonwealth Bank (CBA), Westpac y Australia and New Zealand Banking Group (ANZ).


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4. DEMANDA

La demanda australiana de electricidad procedente de la red siguió reduciéndose en 2013-14 de-bido a la desaceleración económica, la instalación creciente de paneles fotovoltaicos impulsada dentro del RET y la adopción de medidas de ahorro energético por clientes residenciales y co-merciales. Como resultado en Australia aumenta el exceso de capacidad de generación eléctrica instalada y han bajado los precios de la electricidad, especialmente desde la abolición de la tasa sobre las emisiones de CO2 – carbon tax.

A continuación analizaremos la demanda australiana de electricidad dentro de los 2 sistemas eléctricos interconectados: NEM y WAEM.

4.1. DEMANDA DE ELECTRICIDAD EN EL NEM

En el año fiscal 2014-2015 el National Electricity Market – NEM suministró electricidad a 9,5 millo-nes de clientes industriales y residenciales, equivalente al 80% del consumo eléctrico de Australia. Las 322 empresas generadoras produjeron 194 TWh en 2014-15 (un 2,5% menos que en 2013-14) contando con una capacidad instalada total de 47.779 MW. Durante últimos 5 años, la de-manda de electricidad del NEM se ha reducido el 1,7% anual.

El año de mayor consumo de electricidad fue 2007-2008 (208 TWh) siguiendo la conexión del es-tado de Tasmania al NEM (aumento de 10 TWh) y el reparto en 2008 de la región de Snowy entre los estados de Victoria y Nueva Gales del Sur.

El Australian Energy Market Operator (AEMO) prevé un aumento del consumo eléctrico del NEM equivalente al 0,4% medio anual entre 2015-17, aunque será íntegramente debido a la entrada en funcionamiento de varios proyectos de GNL en el estado de Queensland: Queensland Curtis LNG, Australia Pacific LNG y Gladstone LNG. Excluyendo estos 3 proyectos, la demanda de electrici-dad en el NEM descenderá un 1,1% medio anual entre 2015-17 por los motivos siguientes:

o Menor consumo eléctrico comercial y residencial (-0,5% medio anual) debido a la adopción de medidas de eficiencia energética, incluyendo instalaciones de calentamiento de agua con energía solar; uso de electrodomésticos (sobre todo aire acondicionado, calefacción y equipos electrónicos) e iluminación más eficientes; la introducción en 2014 de nueva normativa sobre eficiencia energética aplicable al sector de la construcción.

o Desaceleración económica y menor actividad industrial (-3% medio anual). El sector minero australiano se ha visto perjudicado por el descenso en los precios mundiales de commodities


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mineros clave (mineral de hierro y carbón) y la desaceleración de mercados exteriores impor-tantes (principalmente China) desde 2013. Además, los elevados costes de producción y la fuerte apreciación del dólar australiano (hasta mediados de 2013) impulsaron un proceso de deslocalización de la industria: Alcoa cerró su planta de fundición de aluminio de Victoria en agosto de 2014; los 3 fabricantes de vehículos Ford, Toyota y Holden anunciaron el cierre de sus plantas australianas en 2016 y 2017.

o Aumento continuo del número de instalaciones de generación fotovoltaicas a pequeña escala, que han reducido la demanda de electricidad un 2,9% en 2013-14. La ampliación del RET en 2009, la imposición del carbon tax en 2012 y las Feed in Tariffs estatales impulsaron este tipo de instalaciones hasta suponer un 2% de la electricidad total generada en el NEM. Además, este tipo de generación está introduciendo cambios en la demanda de electricidad, retrasando los picos de consumo hacia el atardecer (cuando la radiación solar es menor).

La menor demanda de electricidad y la política de incentivos para proyectos de generación a par-tir de energías renovables han provocado un exceso de capacidad de generación en el NEM equi-valente a 7.600 – 9.000 MWh en 2014-15, principalmente en Victoria, Queensland y Nueva Gales del Sur. Según las previsiones de AEMO, no sería necesaria capacidad de generación adicional en el NEM durante los próximos 10 años para mantener niveles adecuados de equilibrio entre oferta y demanda de electricidad.

Por otro lado, en Australia la demanda máxima de electricidad (fluctúa según la hora del día y la estación) en el NEM creció de modo constante hasta 2008-09, provocando fuertes inversiones en ampliar la capacidad de transmisión y distribución de la red eléctrica. Sin embargo, desde 2008-09 estos niveles se han mantenido estables – AEMO prevé que se mantengan en niveles inferiores a sus máximos históricos durante los próximos 10 años, con la única excepción del estado de Queensland debido a los 3 proyectos de GNL mencionados anteriormente.

DEMANDA MÁXIMA DDEMANDA MÁXIMA DDEMANDA MÁXIMA DDEMANDA MÁXIMA DE ELECTRICIDAD POR EE ELECTRICIDAD POR EE ELECTRICIDAD POR EE ELECTRICIDAD POR ESTADOS (2014STADOS (2014STADOS (2014STADOS (2014----15151515))))

ESTADO Queensland Nueva Gales del Sur

Victoria Australia Me-ridional

Tasmania

Variación respecto a 2013-14 1,6% -13,6% 5,6% 5,9% -2,1%

Variación respecto al máximo histórico -5,2% -18,6% -1,7% -3,4% -8,2%

Año del máximo histórico 2009-10 2010-11 2008-09 2010-11 2008-09 Fuente: AEMO; AER

Energía eólica en el NEMEnergía eólica en el NEMEnergía eólica en el NEMEnergía eólica en el NEM

Debido al exceso de capacidad de generación instalada en el NEM, las oportunidades de inver-sión en nuevos parques eólicos están directamente relacionadas con la continuidad de la política de apoyo a las energías renovables a través de los RET (federal y estatales) y la reducción de emi-siones GEI. Así, en 2015 las únicas inversiones en el segmento de generación eléctrica del NEM correspondían a proyectos de energías renovables:


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INVERSIONES COMPROMEINVERSIONES COMPROMEINVERSIONES COMPROMEINVERSIONES COMPROMETIDAS EN TIDAS EN TIDAS EN TIDAS EN GENERACIÓN ELÉCTRICAGENERACIÓN ELÉCTRICAGENERACIÓN ELÉCTRICAGENERACIÓN ELÉCTRICA ---- NEMNEMNEMNEM. JUNIO 2015. JUNIO 2015. JUNIO 2015. JUNIO 2015

EMPRESA PROMOTORA Planta/parque Tecnología MW Fecha planeada de operación

QUEENSLANDQUEENSLANDQUEENSLANDQUEENSLAND

CS Energy Kogan Creek Solar Boost Solar 44 2015

NUEVA GALES DEL SURNUEVA GALES DEL SURNUEVA GALES DEL SURNUEVA GALES DEL SUR

Electricity Generating Public Company Ltd. Boco Rock Eólica 112 2015

AGL PV Solar Development Nyngan Solar 102 2015

AGL PV Solar Development Broken Hill Solar 53 2015

Moree Solar Farm Moree Solar 56 2016

VICTORIAVICTORIAVICTORIAVICTORIA

Mitsui and Co. Australia Bald Hills p1 Eólica 107 2015

Pacific Hydro Portland Wind Farm Portland Stage 4 Eólica 47 2015 Fuente: AEMO; AER

En Australia, la industria eólica generó 9.777 GWh en enero de 2015 contando con 71 plantas operativas y una capacidad instalada de 3.807 MW. A pesar del descenso en la demanda de elec-tricidad y el exceso de capacidad instalada de generación eléctrica, en el NEM la generación de eólica siguió aumentando apoyada por el RET y el carbon tax en 1.200 MW entre 2012-14 hasta suponer el 4.4% de la electricidad generada y el 6,3% de la capacidad instalada en la actualidad.

Por estados, el índice de penetración de la energía eólica es especialmente elevado en Australia Meridional (29% de la capacidad instalada, 38% de la electricidad producida y 17 parques opera-tivos).

PORCENTAJE DE PENETRPORCENTAJE DE PENETRPORCENTAJE DE PENETRPORCENTAJE DE PENETRACIÓN DE LA ENERGÍA ACIÓN DE LA ENERGÍA ACIÓN DE LA ENERGÍA ACIÓN DE LA ENERGÍA EÓLICA POR ESTADOS EEÓLICA POR ESTADOS EEÓLICA POR ESTADOS EEÓLICA POR ESTADOS EN 2014N 2014N 2014N 2014----2015201520152015

Fuente: Clean Energy Australia Report


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4.2. DEMANDA DE ELECTRICIDAD EN EL SWIS

El mercado eléctrico interconectado SWIS suministra electricidad al Sudoeste de Australia Occi-dental, desde Kalbarri al norte, el área minera de Kalgoorlie en el este y Albany al sur – su núcleo de población principal es Perth (1,3 millones de habitantes).

La demanda de electricidad del SWIS está condicionada por la estructura económica de Australia Occidental, donde la minería supone el 30% del PIB estatal; un fuerte crecimiento demográfico (3,2% en 2012-13) que determina el consumo total residencial y comercial; cambios en los hábi-tos de consumo eléctrico, resultado del aumento continuo del precio de la electricidad hasta 2009, una mayor eficiencia energética en construcciones nuevas y electrodomésticos, así como el efecto de instalaciones de generación solar fotovoltaicas.

DemografíaDemografíaDemografíaDemografía

La población de Australia Occidental alcanzó 2,6 millones de habitantes en marzo de 2015, un 1,4% más que en el mismo mes de 2014 y suponiendo un aumento medio anual del 2,6% durante los últimos 10 años. Este crecimiento demográfico también supuso una mayor construcción de nuevas viviendas en los años 2013 (32% de incremento frente al año 2012 y 28.159 nuevas vi-viendas) y 2014 (15% de incremento y 32.577 viviendas nuevas). No obstante, en el año 2015 este crecimiento se reduce y hasta octubre de este año se construyen 24.605 viviendas nuevas, frente a las casi 27.000 del mismo período del año anterior.

Capacidad instaladaCapacidad instaladaCapacidad instaladaCapacidad instalada

Con datos de noviembre de 2015, el SWIS tenía una capacidad instalada de 5.683 MW, suminis-trando al 94% de la población del estado y generando 18.464 GWh. A diferencia del mercado NEM, la zona que abastece el SWIS sigue obteniendo la mayoría de sus ingresos del consumo in-dustrial (especialmente minero).

Una de las características del mercado de Australia Occidental es la fuerte presencia de los com-bustibles fósiles como fuente energética. Pese a haber disminuido su uso en los últimos años, to-davía representa el 85% del total (en 2005-2006 ese porcentaje era del 93%).

Asimismo, destaca el avance de las energías renovables desde los 826 GWh de 2007 hasta los 1.713 de la actualidad así como el uso de centrales de ciclo combinado (gas/diésel) que eran inexistentes hasta 2010 y hoy producen 957 GWh.

Fuel TypeFuel TypeFuel TypeFuel Type 2007200720072007 2008200820082008 2009200920092009 2010201020102010 2011201120112011 2012201220122012 2013201320132013 2014201420142014 GWhGWhGWhGWh GWhGWhGWhGWh GWhGWhGWhGWh GWhGWhGWhGWh GWhGWhGWhGWh GWhGWhGWhGWh GWhGWhGWhGWh GWhGWhGWhGWh Coal 6.816 7.121 7.836 8.589 8.343 8.720 9.040 8.857 Gas 6.873 6.599 7.593 7.686 7.444 6.641 6.317 6.778 Renewable 826 758 794 800 1.276 1.443 1.580 1.713 Gas/Diesel - - - 12 25 423 686 957 Coal/Gas 1.844 2.031 958 794 642 632 438 156 Diesel 11 6 2 1 6 6 5 3 Fuente: Independent Market Operator (IMO)


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GRÁFICO. GRÁFICO. GRÁFICO. GRÁFICO. GENERACIÓN ENERGÉTICA GENERACIÓN ENERGÉTICA GENERACIÓN ENERGÉTICA GENERACIÓN ENERGÉTICA SEGÚN EL TIPO DE COMBUSTIBLE EN EL SEGÚN EL TIPO DE COMBUSTIBLE EN EL SEGÚN EL TIPO DE COMBUSTIBLE EN EL SEGÚN EL TIPO DE COMBUSTIBLE EN EL SWISSWISSWISSWIS

La g eneración total de los generadores de carbón aumentó en un 33 por ciento durante este p eríodo, mientras que l a energía de los generadores de g as se redujo en un ocho por ciento. Energía g enerada a partir de fuentes renovables casi se d uplicó desde 2007, y representó el nueve por ciento del total enviado en 2013. Generación de energía a p artir de instalacio nes de doble combustible y di esel ha disminuido de alrededor de 11 por ciento en 2007 a seis por ciento en 2013, lo q ue refl eja l a puesta en escena de jubilación d e la central eléctrica de Kwi nana.

Fuente: SWIS Electricity Demand Outlook.

Tras la fusión por absorción de Verve por Synergy (empresa pública), la nueva Synergy acapara el 52,5% del mercado, seguido por Bluewaters con el 18,7%, Alinta con el 13,6%, Vinalco con el 4% y Collgar con el 3,74%.

Consumo de energía eólica en el SWISConsumo de energía eólica en el SWISConsumo de energía eólica en el SWISConsumo de energía eólica en el SWIS

El mercado SWIS cuenta, en la actualidad, con 11 parques eólicos activos. 5 se encuentran en la parte noroeste; Kalbarri, Mumbida (55 MW), Alinta Geraldton Walkaway (90MW), Emu Dawns (80 MW), Blair Fox Karakin y Blair Fox West Hills. Al este está el mayor parque, conocido como Coll-gar (206 MW). Por último, al sureste de la zona SWIS se encuentran los 4 parques de Denmark Community, Grasmere, Albany (35,4 MW) y Mt Barker.


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5. PRECIOS

5.1. PRECIO DE LA ELECTRICIDAD

5.1.1.5.1.1.5.1.1.5.1.1. Precios de la electricidad en el NEMPrecios de la electricidad en el NEMPrecios de la electricidad en el NEMPrecios de la electricidad en el NEM

Sistema de precios en el NEMSistema de precios en el NEMSistema de precios en el NEMSistema de precios en el NEM

AEMO, operador del mercado NEM, estima la electricidad necesaria para hacer frente a cada momento de consumo al precio más eficiente ofertado: envía primero los suministros de energía a menor precio, y progresivamente los suministros de precio superior hasta satisfacer la demanda total. El precio de equilibrio de la electricidad al por mayor funciona según las cantidades de electrici-dad ofertadas por los generadores a un precio determinado. Las ofertas se emiten cada 5 minutos y el precio de equilibrio se determina cada media hora, siendo la media de las últimas 6 ofertas.

El precio de equilibrio de la electricidad, a pesar de ser determinado por el mercado, tiene esta-blecido un precio máximo y mínimo. El máximo (Market Price Cap) es de 13.500 AU$ por MWh, para evitar que en momentos de gran demanda los precios se incrementen en demasiado. El pre-cio mínimo (Market Floor Price) es de menos 1.000 AU$ por MWh para compensar a las empre-sas generadoras por mantenerse conectadas y así evitar que en momentos de baja demanda se desconecten las plantas, ya que les supone un coste mayor seguir encendidas. Además, es posi-ble que generadores y retailers pacten un precio mediante un Hedge contract para eliminar el riesgo de volatilidad del mercado, aunque ambos deban satisfacer al otro las diferencias dadas entre el precio pactado (strike price) y el precio de equilibrio (spot price).

Al ser el NEM un mercado mayorista, alrededor del 50% del precio pagado por los usuarios fina-les es el coste directo de la energía. El otro 50% restante forma parte del coste de servicio de las Utilities compuesto por el uso de red, cargos de la empresa y el impuesto GST. Las variaciones significativas en los precios de equilibrio son indicio de la necesidad de futuras inversiones en in-fraestructura, tanto en generación como en transmisión-distribución, dado que precios excesiva-mente altos significan escasez de oferta energética.

AEMO está constantemente monitorizando la demanda y capacidad del NEM y, basándose en di-cha información, realiza previsiones. Dichas previsiones son de gran ayuda para que los partici-pantes en el mercado respondan a los requerimientos del futuro. De este modo, AEMO realiza dos


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tipos de proyecciones Projected Assessment of System Adequacy (PASA): una a corto plazo cada dos horas, a 7 días vista, y otra a largo plazo cada martes, a dos años vista.

La capacidad de generación total de un estado no suele coincidir con la energía producida, ya que gran parte del tiempo la electricidad suministrada viene tan solo de centrales base. Este tipo de central tiene un alto coste de comienzo de producción, aunque el coste operacional es menor, por lo que muchas –sobre todo centrales de carbón- están funcionando las 24 horas. Dado que el NEM busca satisfacer la demanda con la electricidad de menor coste, las centrales de carbón acaban teniendo un porcentaje mayor de electricidad generada que el correspondiente a su capa-cidad máxima. El resto de generadores se utilizan para satisfacer picos en la demanda; comple-mentando a los de base cuando existen problemas de suministro o cuando los precios de la elec-tricidad son relativamente altos. Las plantas renovables atienden los momentos de máxima de-manda.

Evolución de los precios en el NEMEvolución de los precios en el NEMEvolución de los precios en el NEMEvolución de los precios en el NEM

A pesar de la centralización del mercado en el NEM, los precios de equilibrio varían en cada re-gión, ya que cada estado tiene una capacidad y estructura de generación distinta. Cuando existen diferencias de precios entre regiones, la electricidad se transmite de las regiones con menor pre-cio a las de mayor precio, hasta llegar a la capacidad máxima de transmisión en las conexiones de red interestatales.

Desde la creación del NEM en 1998 los precios han ido cayendo, especialmente en Queensland y Australia Meridional. Con la entrada de Tasmania en el mercado NEM en 2005 y la posterior desaparición de la región Snowy, los precios entre estados se diferenciaron de forma radical, su-biendo el precio promedio del NEM. En 2008 los precios comenzaron a bajar y esta tendencia se mantuvo hasta julio de 2012. La introducción del impuesto sobre el carbono en julio de 2012 au-mentó significativamente el precio de la electricidad, restableciéndose de nuevo en los últimos dos años.

Actualmente, Tasmania es el estado que ofrece los precios más competitivos de media. Nueva Gales del Sur y Victoria compiten por el segundo puesto. Queensland y sobre todo Australia Meri-dional tienen precios significativamente más altos.

Para los siguientes años, AEMO predice que las diferencias entre los estados disminuirán, dándo-se precios más homogéneos. De igual manera, se espera que los precios generales bajen. Sin embargo, es necesario tener en cuenta que la eliminación, en julio de 2014, de la tasa sobre el carbono puede alterar estas previsiones, haciendo de nuevo más competitivos los estados con generación mayoritariamente fósil.

5.1.2.5.1.2.5.1.2.5.1.2. Precios de la electricidad en ePrecios de la electricidad en ePrecios de la electricidad en ePrecios de la electricidad en el l l l mercado mercado mercado mercado SWISSWISSWISSWIS

Sistema Sistema Sistema Sistema de precios en el mercado SWISde precios en el mercado SWISde precios en el mercado SWISde precios en el mercado SWIS

Las disposiciones actuales del mercado en Australia Occidental, denominado el Mercado Eléctri-co Mayorista (WEM), se inició en septiembre de 2006. El modelo se diferencia del Mercado Na-cional de Electricidad (NEM) por ser un “net pool” basado en mercados diferenciados de capaci-dad y de energía. El WEM se rige por las Reglas Mercado Eléctrico Mayorista de 2004 y está ad-ministrado por el Operador del Mercado Independiente de Australia Occidental (OMIWA). Así, el WEM incorpora los siguientes mecanismos:


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• El mecanismo de reserva de capacidad (RCM) que garantiza la suficiente generación de ener-gía para satisfacer la demanda del SWIS.

• El mercado de corto plazo (STEM Short Term Energy Market) a un día, que permite a los parti-cipantes en el mercado al comercio de posiciones de energía.

• El mercado de ajuste (Balancing Market), mercado al por mayor que garantiza la entrega de la energía generada.

El Mercado de capacidad del WEM se basa en un sistema de créditos de capacidad asignados por la OMI a todos los generadores en el SWIS. Dicha capacidad debe estar certificado por la OMI con el fin de recibir los créditos, que son una forma de pago por capacidad garantizada, que lo pueden llevar a cabo clientes contratantes o la propia OMI. Si es la OMI la que paga, el precio de los créditos de capacidad puede cambiar de año a año de acuerdo con el costo de establecer una nueva estación de energía -para horas de máxima demanda- y de las condiciones de oferta y demanda en el mercado. La energía se negocia en el Mercado a Corto Plazo de la Energía (STEM), que se utiliza principalmente para el comercio de la energía no contratada que se genera más allá de los contratos bilaterales entre generadores y minoristas.

Dada la naturaleza no almacenable de la electricidad, la oferta y la demanda debe ser instantánea y cualquier desequilibrio en el STEM se recoge de forma automática en el mercado de ajustes de la OMI.

Todos los participantes y usuarios independientes deben comprar créditos de capacidad para que coincida con su demanda máxima más un margen de capacidad de reserva establecido por la OMI. Esto asegura que se instalará la capacidad suficiente para la demanda máxima del siste-ma en los próximos años, de acuerdo con las previsiones de la OMI que publica anualmente. Este modelo elimina la necesidad de precios “spot” de la energía extremos para indicar la necesidad de una nueva entrada de capacidad (como en el NEM).De este modo, los precios de STEM son in-feriores a los del NEM.

EvolucióEvolucióEvolucióEvolución de los precios en el n de los precios en el n de los precios en el n de los precios en el SWISSWISSWISSWIS

Desde 2006 los precios a corto plazo de la energía eléctrica en el WEM se han mantenido en una media de 40–50 A$ por MWh, a excepción de un pequeño periodo entre junio-septiembre 2008 en el que se incrementaron hasta los 150 A$ en momentos de demanda normal y superaron los 400 A$ en el pico más alto. A pesar de que la mayoría de contratos se cierran de forma bilateral, cada vez se acude más al mercado mayorista STEM. El impuesto sobre el carbono supuso un aumento considerable en los precios, ya que en el mix energético del estado de Australia Occidental las energías fósiles tienen una presencia mayoritaria. Por este motivo, la eliminación del Carbon Tax tuvo un mayor impacto en el SWIS que en el NEM.

Con datos proporcionados poa AEMO (Australian Energy Market Operator), la media de precios para el año 2015 (datos hasta noviembre) oscilaron entre los $50,3 MWh de media y los $147,5 MWh de precio máximo y los $21,7 MWh de precio mínimo.


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Fuente: 2015 Wholesale Electricity Market Report to the Minister for Energy

5.2. PRECIO DE LA CREACIÓN DE UN PARQUE EÓLICO

El coste del desarrollo de un parque varía completamente de un proyecto a otro. Existe un gran abanico de factores que pueden cambiar radicalmente el coste de un parque, desde las dificulta-des de la zona en la que se ubica, los estudios realizados y/o exigidos por el estado, al tiempo in-vertido, el precio negociado para el PPA y el número de turbinas eólicas, entre otros muchos.

Grosso modo, se puede decir que alrededor del 60% de coste total está dedicado a los aeroge-neradores. Cerca del 30-35% suele destinarse a la construcción complementaria del parque, so-bre todo a la infraestructura civil y eléctrica. El restante 5-10% del coste tiende a cubrir contin-gencias, estudios previos (alrededor del 1%), servicios de ingeniería, etc.1

1 Información basada en la tabla 4 del informe de IEA Wind Australia.


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5.2.1.5.2.1.5.2.1.5.2.1. Estructura de costesEstructura de costesEstructura de costesEstructura de costes de la construcción de un parquede la construcción de un parquede la construcción de un parquede la construcción de un parque

La energía eólica es un sector que ha experimentado una profunda integración vertical. Varias compañías eléctricas han comenzado a desarrollar parques eólicos, lo que ha reducido de forma significativa la rentabilidad del sector. El objetivo de las eléctricas es maximizar el retorno del par-que; para ello, minimizan los márgenes de la construcción, de forma que la construcción prácti-camente no generará beneficio, a favor de una mayor rentabilidad en la posterior producción y venta de energía. Tal y como se ve en el siguiente gráfico, la industria constructora de media tiene una rentabilidad de 9,6%. La construcción de parques eólicos sin embargo tan solo tiene un 4% de rentabilidad.

La mayor parte del coste de la construcción del parque son las compras; un porcentaje mucho más alto que el del promedio de la industria constructora. El aprovisionamiento de turbinas es es-pecialmente costoso, por el nivel técnico requerido. Asimismo, es significativo el coste del arren-damiento de equipamiento para construir. Por último, debido a que gran parte de las fases de la construcción se subcontratan, el coste de compras aumenta de manera notable.

Por este motivo, el porcentaje del coste de los salarios es significativamente más bajo en compa-ración con el resto de sectores constructores. El número de trabajadores propios es muy reduci-do. Asimismo, el gran coste que suponen los sueldos del sector minero hace relativamente menos costosos los de otras industrias.

GRÁFICO. ESTRUCTURA DE COSTES PROMEDIOS DEL SECTOR CONSTRUCTOR Y LA CONSTRUCCIÓN DE PARQUES EÓLICOS

Sector consSector consSector consSector construtrutrutruccccciónciónciónción SectorSectorSectorSector construcción eólconstrucción eólconstrucción eólconstrucción eóliiiica ca ca ca

Fuente: IBIS World. Wind Farm Construction

5.2.2.5.2.2.5.2.2.5.2.2. Estimación del coste de una importaciónEstimación del coste de una importaciónEstimación del coste de una importaciónEstimación del coste de una importación

Australia no ha desarrollado tradicionalmente la actividad eólica. Por ello, no dispone de la tecno-logía ni del conocimiento para llevar a cabo un proyecto eólico. Las empresas extranjeras expor-tan tanto los aerogeneradores, como el Know How necesario.


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A la hora de calcular el coste de una importación del sector eólico desde España a Australia hay que tener en cuenta los siguientes factores: 1) Coste de la producción de los aerogeneradores, 2) Coste del transporte, 3) Aranceles e impuestos, 4) Coste de la promoción, 5) Coste de la expatria-ción de trabajadores.

5.3. MONEDA DE REFERENCIA Y MEDIOS DE PAGO

La moneda de pago utilizada en Australia es el dólar australiano (A$ o AUD). Otras monedas de referencia utilizadas en el país son el dólar estadounidense ($ o USD) y el euro (€ o EUR).

Aunque Australia tiene un riesgo-país bajo, goza de seguridad jurídica, y el riesgo de insolvencia o de impago de las empresas australianas no es alto2; por ello, el crédito documentario sería el me-dio de pago más utilizado.

Para Australia, CESCE ofrece una cobertura abierta sin restricciones tanto para corto como para medio/largo plazo.

2 CESCE (www.cesce.com) lo sitúa en el grupo 1, con un riesgo país mínimo. COFACE (www.coface.com.au) lo sitúa en el grupo 2, con un riesgo país bajo (A2) y un clima de negocios muy satisfactorio (A1).


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6. PERCEPCIÓN DEL PRODUCTO ESPAÑOL

En Australia, la imagen de España en el sector de las energías renovables es muy buena, siendo citada habitualmente por el gobierno, asociaciones sectoriales y medios de comunicación como referente mundial, especialmente en el ámbito de la energía solar y eólica.

Según el Global Wind Statistics 2014 (febrero de 2015) España se sitúa como la cuarta potencia mundial por capacidad eólica instalada (22.987 MW) frente al 14º puesto de Australia (3.806 MW). España supone un 17,2% de la generación eólica de Europa, ocupando el 2º puesto, y un 6,2% de la mundial, adelantada sólo por China (31%), Estados Unidos (17,8%) y Alemania (10,6%). Se trata de la energía renovable más utilizada en España, donde suministra el 20,4% de la demanda eléctrica (en Australia supone el 4,2%).

Esta imagen se ve reforzada por la importante presencia de empresas españolas en Australia, propietarias y promotoras de proyectos eólicos. Podemos destacar las siguientes:

• Acciona EnergíaAcciona EnergíaAcciona EnergíaAcciona Energía

Acciona Energy Australia es la filial australiana del grupo Acciona dedicada al sector energético, actuando en el ámbito de la energía eólica como promotor y EPC (engineering, procurement & construction) de parques; IPP (independent power producer) o generador independiente de ener-gía, que vende a empresas locales de servicios utilities; su otra filial Acciona Windpower Australia se especializa en el diseño, fabricación (en España), instalación y mantenimiento de turbinas eóli-cas.

En Australia es IPP/propietaria de tres parques eólicos con una capacidad instalada de 304,5 MW:

o Waubra Wind Farm (estado de Victoria): proyecto de A$ 450 millones terminado en julio de 2009, con una capacidad instalada de 192 MW - el 4º mayor parque eólico de Aus-tralia. Las 128 turbinas fueron suministradas por Windpower (modelo de 1,5 MW).

o Cathedral Rocks (Australia Meridional): proyecto de A$ 160 millones totalmente opera-tivo desde mayo de 2007, propiedad conjunta con la empresa generadora/retailer Aus-tralia Energy. Su compra supuso la entrada de Acciona Energy en Australia, tiene una potencia instalada de 66 MW y sus 33 turbinas fueron suministradas por la danesa Vestas.

o Gunning (Nueva Gales del Sur): proyecto de A$ 147 millones concluido en mayo de 2011 que cuenta con 31 turbinas y una capacidad de 46,5 MW.


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Asimismo Acciona Energía desarrolla otros 3 proyectos eólicos en el estado de Victoria (Mount Gelliybrand, Mortlake South y Mount Gellibrand) que supondrían una capacidad instalada conjun-ta de 338 MW, actualmente demorados por la incertidumbre generada por la revisión del RET du-rante 2014.

En junio de 2014 el grupo Acciona vendió por 397 millones de euros un tercio de Acciona Energía Internacional (AEI) al fondo de inversión KKR, donde se incluían los activos renovables de Acciona fuera de España. Ambas empresas planifican constituir una Yieldco en Europa y sacarla a Bolsa, en línea con la estrategia de otras empresas como Abengoa (Abengoa Yield salió a Bolsa en junio de 2014).

• Unión FenosaUnión FenosaUnión FenosaUnión Fenosa

La empresa Unión Fenosa Wind Australia (UFWA) filial de Gas Natural adquirió en 2008 el 80% de la cartera de 800 MW en proyectos eólicos del grupo español Tecnología y Mercado Exterior (gru-po TME), constituida por 7 proyectos en diferentes fases de desarrollo:

En Nueva Gales del Sur: los parques Crookwell 2 (46 turbinas y una capacidad de 92 MW) y Crookwell 3 (ampliación de 30 turbinas que generarán entre 54 y 102MW adicionales) han sido aprobados recientemente. El proyecto de Paling Yards (60 turbinas y una generación estimada de entre 108 y 204MW) está en fase de aprobación.

En Victoria han recibido ya aprobación sus proyectos Ryan Corner (67 turbinas con una potencia de 134 MW) y Berrybank (99 turbinas y 178 - 190 MW). Los demás parques se encuentran en dife-rentes fases del proceso de obtención de permisos: Hawkesdale (293 turbinas; 700 MW), Darling-ton (80 turbinas y 320 MW) y Tarrone (20 turbinas y 64 MW).

La actividad de UFWA se centra en la promoción y EPC de proyectos, IPP (una vez los parques eólicos entren en funcionamiento), operación y mantenimiento.

• GamesaGamesaGamesaGamesa

La multinacional Gamesa inició su actividad en Australia en 2002 a través de su filial Gamesa Energy Australia (luego Gamesa Oceanía) como promotor de proyectos eólicos en colaboración con grupo TME y después Unión Fenosa Wind Australia (UFWA). Desde hace 3 años, debido a la incertidumbre generada por la revisión del RET y la caída del 88% de la inversión en proyectos de energías renovables en 2013/14, Gamesa reorientó su negocio hacia el suministro de turbinas eó-licas a países de Oceanía (Indonesia, Filipinas y Nueva Zelanda).

Sin embargo, una vez fijado en junio de 2015 el nuevo RET en 33.000 GW, no descartan retomar a corto plazo su actividad de promoción/EPC de proyectos eólicos, además del suministro de aero-generadores. La principal competencia de Gamesa en Australia son otros fabricantes de aeroge-neradores, que también actúan como EPCs: Vestas (Dinamarca); Senvion (Alemania; 9 parques eólicos y 440 MW de capacidad instalados); Suzlon (India); Acciona (España); Goldwind (China); GE (Estados Unidos); Siemens y Enercon (Alemania).

• IngeteamIngeteamIngeteamIngeteam


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El grupo Ingeteam está presente en Australia con una filial desde 2013, dedicándose en el sector eólico a la comercialización, instalación y mantenimiento de convertidores de potencia, generado-res, controladores de aerogenerador, Condition Monitoring Systems (CMS), sistemas SCADA, sis-temas de control de pitch y servicios para aerogeneradores hasta 10 MW para aplicaciones ons-hore y offshore.

• ElecnorElecnorElecnorElecnor

La empresa Enerfin, división de energía eólica del grupo Elecnor, constituyó una filial en Australia en 2013 y adquirió los derechos del parque eólico Bulgana, en el estado de Victoria (63 turbinas, con una capacidad de generación 150 MW). Este proyecto de 460 millones A$ consiguió en junio de 2015 los permisos medioambientales, y está actualmente en negociaciones con la red eléctrica y fabricantes de turbinas para comenzar la ejecución del parque a finales del 2016.

Elecnor también es muy activa en el área de la energía solar, siendo EPC en el parque solar de Moree (72 MW y 95 millones de euros) desarrollado por la española FRV y actuando como promo-tor en otro proyecto propio en Queensland (Barcaldine Solar Farm; 23,6 MW).

• BancoBancoBancoBanco SantanderSantanderSantanderSantander

El Banco Santander entró en el negocio de las energías renovables australiano en 2012 con la compra por 250 millones A$ del 90% del parque eólico Taralga a la empresa desarrolladora CBD Energy. Los demás inversores en este proyecto fueron la Clean Energy Finance Corporation, el banco ANZ, la agencia danesa de crédito a la exportación EKF y CBD Energy.

Este proyecto de 61 turbinas y 107 MW de potencia instalada entró en funcionamiento en diciem-bre de 2014 y cuenta con un PPA de 10 años con el retailer/generador Australia Energy.

Sin embargo, debido a los retrasos y la incertidumbre por la revisión del RET, el Banco Santander puso en venta su participación en este parque eólico, excluyéndolo del acuerdo alcanzado en di-ciembre de 2014 con los fondos de pensiones canadienses Ontario Teacher’s Pension Plan y Pu-blic Sector Pension Investment Board por el que constituyen una nueva sociedad que agrupará los activos del Banco Santander en los sectores del agua y energías renovables, participada igua-litariamente por las tres entidades.

• BBBBBVABVABVABVA

El BBVA opera en Australia desde 2006 con una oficina de representación, y han participado co-mo financiadores en tres promociones eólicas de Acciona: los proyectos de Waubra, Gunning y Cathedral Rocks.


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7. CANALES DE DISTRIBUCIÓN

El sector eólico australiano se ha desarrollado principalmente mediante la promoción privada de parques aprovechando el marco regulatorio favorable. Así, destaca en primer lugar la aprobación en 2009 de un RET (Objetivo de Energías Renovables) equivalente al 20% del consumo de electri-cidad previsto en 2020 (41.000 GWh). Además, en 2011 se definieron los dos esquemas de incen-tivos fiscales dirigidos a empresas eléctricas y hogares para la generación de energía renovable a gran y pequeña escala: Large-Scale Renewable Energy Target y Small-Scale Renewable Energy Scheme. Por último, la aprobación de un impuesto sobre la emisión de carbono en julio de 2012 que supuso un encarecimiento del uso de energías de origen fósil.

No obstante, la elección de Tony Abbott como Primer ministro de Australia en septiembre de 2013 supuso la derogación del Carbon Tax en julio de 2014 así como la aprobación de un nuevo RET con un objetivo algo más modesto (33.000 GWh). No obstante, el mayor obstáculo a la construc-ción de nuevos parques eólicos fue la incertidumbre del sector durante el período de espera hasta la aprobación del nuevo RET.

Por otro lado, aunque en menor medida, los diferentes gobiernos estatales y locales también han impulsado directamente la generación de energías renovables mediante concursos públicos. Así, el Territorio Capital de Australia (ACT) organizó en 2012 y 2014 sendas subastas inversas de 40 MW para energía solar y 200 MW para energía eólica ya adjudicadas, por las cuales el Gobierno de ACT garantizaba una feed-in-tariff a la empresa generadora. En Agosto de 2015 el Gobierno de ACT organizó una nueva subasta de otros 200 MW de energía eólica con lo que dan un paso más en su ambicioso proyecto de consumir el 90% de la electricidad en 2020 proveniente de fuentes renovables. El resultado del concurso no se hará público hasta el primer trimestre de 2016.

Por último, en Australia existen múltiples explotaciones mineras en ubicaciones remotas sin cone-xión a la red donde es muy costoso el transporte de combustible, haciendo viable la generación híbrida diésel/renovables. La Australian Renewable Energy Agency (ARENA) dentro de su progra-ma Regional Australia’s Renewables cofinancia proyectos innovadores en este campo, destacan-do la planta de energía solar (6,7 MW) de Rio Tinto en Weipa (Queensland; minas de bauxita) o una planta híbrida solar/diésel transportable (1 MW) desarrollada por la constructora Laing O’Rourke. Únicamente existen dos proyectos relacionados con la eólica:

• Coober Pedy (Australia Meridional): suministro de energía a este emplazamiento minero usan-do generación eólica (3 MW) y solar (2 MW) además de diésel para satisfacer hasta el 70% del consumo de esta localidad.


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• Lord Howe Island Hybrid Energy System: añadiría 1 MW adicional a la capacidad de genera-ción de esta isla repartida entre solar (450 kW) y eólica (550 kW).

7.1. PROMOCIONES EÓLICAS PRIVADAS

Aunque la selección de un emplazamiento con buenas condiciones naturales de viento y próximo a la red eléctrica es un factor importante para decidir la construcción de un parque eólico, el fac-tor determinante es la firma de un contrato PPA – Power Purchase Agreement entre el promotor del parque y el distribuidor/retailer eléctrico que comprará la energía generada, normalmente du-rante 15 ó 25 años, con un precio fijo e incluyendo una cláusula “take or pay”.

A continuación se explican las fases por la que pasa la promoción de un proyecto eólico, si bien hay que tener en cuenta que puede variar en cada caso:

FFFFase ase ase ase 1: S1: S1: S1: Selección del emplazamientoelección del emplazamientoelección del emplazamientoelección del emplazamiento

La empresa promotora decide la ubicación de parque eólico teniendo en cuenta muchos factores, entre los que destacan:

• Las condiciones naturales de viento (el Australian Government Bureau of Meteorology dispone de mapas eólicos completos del país).

• Restricciones medioambientales (existencia de flora y fauna) y zonas protegidas (por ejemplo, asentamientos aborígenes).

• Limitaciones urbanísticas: la legislación estatal de Victoria no permite situar turbinas eólicas a menos de 2 km de cualquier tipo de vivienda, aunque el nuevo Gobierno laborista elegido en noviembre de 2014 anunció en marzo de 2015 su intención de reducir esta distancia a 1 km.

• Proximidad de la infraestructura eléctrica y acuerdo de los derechos de paso con los propieta-rios de los terrenos por donde pase el tendido eléctrico - subterráneo o aéreo- desde el par-que hasta el punto de conexión facilitado por la empresa eléctrica (obligada por ley a garanti-zar al menos uno). En general, se considera que la distancia óptima son 10 – 15kms, puesto que aquellas superiores a 20kms dificultarían la viabilidad económica del proyecto (necesidad de subestaciones, conexión a mayor tensión, mayores pérdidas de energía, etc.).

Esta primera fase tiene un coste relativamente pequeño.

FFFFase 2ase 2ase 2ase 2: : : : Estudio de vientosEstudio de vientosEstudio de vientosEstudio de vientos

Una vez seleccionado una posible ubicación, la empresa promotora acuerda con los propietarios del terreno la realización de mediciones de vientos (velocidad y dirección) on-site emplazando anemómetros y veletas a diferentes alturas – cuanto más similares fueran con la altura de buje del aerogenerador, mayor precisión de las mediciones.

La duración mínima de las mediciones suele ser 1 año, siendo el óptimo en Australia entre 3 y 4 años debido a la influencia del fenómeno meteorológico de El Niño/La Niña. El coste del monito-reo se mide en A$/turbina instalada/año de funcionamiento.


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FFFFaseaseasease 3: 3: 3: 3: Permisos y estudiosPermisos y estudiosPermisos y estudiosPermisos y estudios

La empresa encargada de la promoción del parque eólico debe negociar, a medida que se cono-cen los resultados de las mediciones de viento, su conexión a la red eléctrica de acuerdo a la si-guiente normativa:

• National Electricity Rules (NER) para conexiones al NEM – en los estados de Queensland, Nueva Gales del Sur, Victoria, Australia Meridional, Territorio de la Capital de Australia (ACT) y Tasmania

• Wholesale Electricity Market (WEM) Rules y las Technical Rules de la empresa eléctrica Wes-tern Power para conexiones del SWIS (South West Interconnected System en el estado de Australia Occidental).

• North West Interconnected System Electricity Network Access Technical Rules para las con-exiones realizadas al NWIS (North West Interconnected System) y RNIS (Regional Non-Interconnected System) en el estado de Australia Occidental. Esta normativa puede solicitarse a la empresa eléctrica Horizon Power.

Una guía para conexiones al SWIS, NWIS y RNIS puede consultarse aquí.

Las conexiones al NEM de acuerdo a las NER incluyen una solicitud de información preliminar (connection inquiry) ante AEMO (Australian Energy Market Operator) y la red eléctrica -tanto DNSP (Distribution Network Services Provider) como TNSP (Transmission Network Services Provider) que varían en cada estado. En la página web de AEMO están definidos todos los DNSP y TNSP del NEM, así como sus funciones y cobertura geográfica.

DISTRIBUCIÓN GEOGRÁFDISTRIBUCIÓN GEOGRÁFDISTRIBUCIÓN GEOGRÁFDISTRIBUCIÓN GEOGRÁFICA DE DNSP/TNSPICA DE DNSP/TNSPICA DE DNSP/TNSPICA DE DNSP/TNSP

EstadoEstadoEstadoEstado TNSP/DNSPTNSP/DNSPTNSP/DNSPTNSP/DNSP ÁreaÁreaÁreaÁrea

Nueva Gales del Sur ActewAGL Territorio de la Capital de Austalia - ACT

Essential Energy Área regional de Nueva Gales del Sur

Ausgrid Área norte de Sídney

Endeavour Energy Área sudoeste de Sídney

Queensland Energex Área sudeste de Queensland

Ergon Energy Área regional de Queensland (NEM y redes independientes)

Australia Meridional SA Power Networks Todo el estado

Tasmania Aurora Energy Todo el estado

Victoria City Power CBD de Melbourne

Powercor Oeste de Victoria

Jemena Oeste de Melbourne

SPAusNet Este de Melbourne

United Energy Sur de Melbourne

Australia Occidental Western Power SWIS

Horizon Power Área regional del estado, incluyendo redes independientes) Fuente: Clean Energy Council


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Teniendo en cuenta la respuesta del DNSP/TNSP a esta solicitud, la empresa promotora realiza un estudio de conexión y posteriormente una solitud formal de conexión (connection application) al DNSP/TNSP, entrando en una fase de negociación sobre aspectos técnicos y comerciales. Aquí se tienen en cuenta los problemas y retos derivados de la generación variable del parque y la posible necesidad de construir subestaciones e infraestructura eléctrica adicional.

En muchos casos, la promotora subcontrata la realización de los estudios de conexión y la elabo-ración de esta propuesta formal con empresas consultoras especializadas.

Como resultado de esta negociación, el DNSP/TNSP realiza al promotor una Oferta de Conexión (Offer to Connect - OTC) y firma un contrato de conexión (connection agreement).

Asimismo, la empresa promotora deberá obtener de las diferentes agencias públicas estatales y locales una serie de permisos y realizar estudios de impacto visual (Landscape and Visual Impact Asessment); ruidos (Environmental Noise Study); ecológicos (flora y fauna); arqueológicos y patri-monio aborigen; seguridad aérea y telecomunicaciones; geológicos e hidrológicos; seguridad para la salud, entre otros.

Estos permisos y estudios suelen encargarse a consultoras especializados, siendo su período de obtención medio 1- 2 años y el coste estimado del 0,5 - 1% del coste total del proyecto.

El proyecto del parque eólico, con los correspondientes permisos y contrato de conexión son eva-luados en cada estado por una Comisión (Planning Assessment Commission en Nueva Gales del Sur; Development Assessment Commission en Australia Meridional, etc.) que puede hacer nece-sarios estudios complementarios, consultas a la comunidad, inclusión de medidas de mitigación de impacto y/o monitoreo de vientos adicionales y cambios en el layout del parque (número y em-plazamiento de las turbinas) antes de recibir la aprobación definitiva (Development Approval). Un modelo de este documento empleado en el estado de Nueva Gales del Sur puede consultarse aquí.

De acuerdo con este documento de aprobación, la empresa podrá preparar ya el anteproyecto de construcción (Pre-construction Compliance report).

FFFFaseaseasease 4444: : : : Ejecución del proyecto (EPC y suministro de aerEjecución del proyecto (EPC y suministro de aerEjecución del proyecto (EPC y suministro de aerEjecución del proyecto (EPC y suministro de aerogeneradores)ogeneradores)ogeneradores)ogeneradores)

En Australia la fase de promoción de parques eólicos vienen desarrollándola empresas promoto-ras “puras” (Epuron o Wind Prospect Group); retailers eléctricos australianos (AGL Energy, Origin Energy o Hydro Power – que además son generadoras) y neozelandeses (Trustpower); fabricantes internacionales de turbinas instalados en el país (Goldwind – China; Senvio/REpower del grupo indio Suzlon o Acciona Energy – España); y multinacionales eléctricas como Unión Fenosa (pro-piedad de Gas Natural – España) o Racht Energy (Tailandia).

Cuando la empresa promotora recibe aprobación estatal del proyecto, debe negociar todavía el suministro, instalación y puesta en funcionamiento de los aerogeneradores empleados, así como su EPC (Engineering, Procurement & Construction) responsable del BoP (Balance of Plant) i.e. la construcción de la infraestructura eléctrica que incluye subestaciones, cableado y punto de cone-xión a la red eléctrica, así como la obra civil. El BoP se divide adicionalmente en dos partes - obra civil y eléctrica. En Australia son comunes principalmente dos opciones:


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• La sociedad de propósito especial constituida para el proyecto firma dos contratos separados con el fabricante de turbinas y la empresa EPC, asumiendo la promotora el riesgo de ejecu-ción del proyecto.

• La sociedad de propósito especial firma un único contrato con una JV constituida por los sub-contratistas, entre los que se encuentran el EPC y el suministrador de aerogeneradores.

Según las fuentes del sector consultadas, el coste de un proyecto eólico en Australia podría des-glosarse: 60%60%60%60% (suministro e instalación de turbinas); 30303030----35%35%35%35% (Balance of Plant –donde la cone-xión a la red supone el 50%) y 5%5%5%5% (contingencias, estudios previos, ingeniería, etc.).

La Federación de Contratistas Civiles publica en su página web una relación de contratistas de obra civil, ingenierías clasificadas en función de su área de especialización y empresas suminis-tradoras de maquinaria de construcción.

FFFFase 5ase 5ase 5ase 5: : : : Financiación y negociación del PPA Financiación y negociación del PPA Financiación y negociación del PPA Financiación y negociación del PPA

Al estudiar la viabilidad económica de un parque eólico, el factor determinante es el contrato de compra de la energía generada (Power Purchase Agreement o PPA) firmado entre la empresa promotora y el distribuidor/retailer eléctrico, normalmente por un período de 15 – 25 años y una cláusula “take or pay”.

Este contrato PPA determina la rentabilidad del proyecto eólico y facilita su financiación por parte de instituciones financieras. El sector público australiano juega un papel importante en la financia-ción de proyectos eólicos mediante:

• Clean Energy Finance Corporation (CEFC) participa como financiador junto a otras institucio-nes a través de préstamos corporativos o modelos de project finance –donde exista un PPA. Asimismo, la CEFC invierte directa o indirectamente en proyectos de energía renovable, des-bloqueando financiación adicional de otras instituciones. Después de su primer año de funcio-namiento, el 30 de junio de 2014 la CEFC había invertido 900 millones de A$ en activos, de los cuales el 24% (216 millones de A$) fueron en proyectos eólicos.

Desde su elección en septiembre de 2013, el gobierno conservador ha intentado suprimir sin éxito esta institución debido a su minoría en el Senado. Sin embargo, en julio de 2015 habían elaborado el borrador de una directiva que prohibiría al CEFC financiar parques eólicos y cen-trarse únicamente en nuevas tecnologías y el desarrollo de la solar –excluyendo la instalación de paneles. La destitución de Tony Abbott como primer ministro en septiembre de 2015 y su sustitución por Malcolm Turnbull supuso un cambio drástico en la relación entre el gobierno federal y la CEFC. Así, en diciembre de 2015, Turnbull anuncia la eliminación de la prohibición anteriormente mencionada antes, incluso, de que hubiera entrado en vigor.

• Feed in Tariffs (FiT) garantizados por el sector público durante un período determinado. En es-ta línea, el Gobierno de ACT garantizó una FiT a los proyectos adjudicatarios en 2013 y 2014 de sendos concursos de 40 y 200 MW de generación de energía solar y eólica.

Para proyectos a pequeña escala (hasta 100 kW) gobiernos estatales pagan una prima por la energía suministrada a la red procedente de fuentes renovables. La incertidumbre sobre la re-visión del RET y la menor demanda general de energía motivaron una reducción de estas pri-mas desde 2013. Así, el Gobierno de Victoria redujo su FiT mínimo a 6,2 céntimos por kWh el 1 de enero de 2015, desde los anteriores 8 céntimos por kWh de 2014.


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Los principales financiadores de proyectos eólicos son los cuatro grandes bancos australianos (Commonwealth Bank, Westpac, Australia and New Zealand Banking Group y National Australian Bank) así como bancos japoneses (Sumitomo), sudafricanos (Investech) y estadounidenses. En un contexto de menor demanda energética y reducción del RET hasta los 33.000 GWh en 2020, las condiciones de financiación son muy exigentes: cubren como máximo un 60-70% del valor del proyecto; los plazos son cortos (5-7 años) obligando a refinanciar el proyecto cuando expiran; ne-cesidad de PPA y un proyecto técnico sólido, auditado mediante una due dilligence.

FFFFase 6ase 6ase 6ase 6: C: C: C: Construcción, operación y mantenimientoonstrucción, operación y mantenimientoonstrucción, operación y mantenimientoonstrucción, operación y mantenimiento

Una vez comprobada la viabilidad económica del proyecto (avalada en la mayoría de los casos por un PPA) y cerrado el acuerdo entre la promotora, el fabricante de turbinas eólicas y la empre-sa EPC, comienza la construcción del parque eólico.

La operación y mantenimiento del parque suele realizarlo la promotora, aunque cuando la propie-taria es un distribuidor/retailer eléctrico o IPP suelen subcontratarlo con alguna empresa especia-lizada.

Los parques eólicos suelen tener una vida útil de 20 a 30 años, a cuyo término el operador se res-ponsabiliza de su cierre.

7.2. CONCURSOS PÚBLICOS

Con anterioridad al último concurso público organizado por el Gobierno del Territorio Capital de Australia (ACT) a finales de 2015 –cuyo resultado no se dará a conocer hasta el primer trimestre de 2016- para la generación de otros 200 MW de energía eólica, el Gobierno de ACT ya había or-ganizado, mediante subasta, y por primera vez en el país, sendos concursos públicos en 2012 y 2014 para conseguir del sector privado proyectos de generación de electricidad a partir de ener-gías renovables (40 MW de solar y 200 MW de eólica, respectivamente) comprometiéndose a ga-rantizar una feed-in-tariff durante 20 años a los proyectos más competitivos.

El éxito de ambos concursos, que adjudicaron la totalidad de MW subastados con feed-in-tariffs muy competitivas, parece indicar la eficiencia de este sistema para proyectos de energías renova-bles y maduras (solar y eólica) conectados al NEM. A continuación explicaremos brevemente el proceso de adjudicación:

En diciembre de 2011 el Gobierno de ACT aprobó la Electricity Feed-in (Large-scale Renewable Energy Generation) Act 2011, permitiéndole garantizar una Feed-in-Tariff (FiT) a empresas gene-radoras de energía renovable a gran escala, en línea con la reducción de emisiones legislada en su Plan de Acción sobre el Cambio Climático (AP2). En enero de 2012 organiza un concurso pú-blico de 40 MW (energía solar) por el método de subasta inversa, en el que participaron 27 em-presas y donde resultaron adjudicatarios los siguientes proyectos:

• Royalla Solar Farm (20 MW) fue desarrollado por la española FRV y donde Acciona actuó co-mo EPC. El proyecto ofertó una FiT de 186 $/MWh y entró en funcionamiento en septiembre de 2014.


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• Muga Lane Solar Park (13 MW) de la filial australiana de Zhenfa Group (China) con una FiT de 178 $/MWh.

• One Sun Capital Solar Farm (7 MW) propuesto por Elementus Energy Pty, con una FiT de 186 $/MWh.

En este concurso, tanto los riesgos financieros asociados al incumplimiento de plazos de ejecu-ción del proyecto, como aquellos derivados de problemas técnicos que impidieran alcanzar los volúmenes previstos (la FiT se aplica únicamente a la producción efectiva de energía) corrieron a cargo de la empresa participante. Asimismo, la posibilidad de pasar incrementos de costes debi-dos a eventos de force majeure y cambios en la legislación estaban muy limitados en el contrato.

El impacto estimado de estos proyectos sobre el mercado mayorista NEM es mínimo, debido a su escaso volumen. Sin embargo, en el mercado minorista, ActewAGL (empresa retailer del Territorio Capital de Australia) repercutirá la FiT al consumidor final, estimándose el incremento en su factu-ra eléctrica entre 1% (a corto plazo) y 6% (en 2020, en caso de que se adjudicaran y ejecutaran los 210 MW de origen renovable solar previsto en la AP2). En cualquier caso, la maduración pro-gresiva de la tecnología solar permitiría que las empresas generadoras ofertaran FiTs más compe-titivos en futuros concursos.

El éxito conseguido en la adjudicación de estos 40 MW y la aprobación en noviembre de 2013 del Climate Change and Greenhouse Gas Reduction (Renewable Energy Targets) Determination 2013 que fijaba un RET para ACT del 90% para 2020, impulsaron un segundo concurso público de 200 MW de energía eólica en marzo de 2014 siguiendo el mismo sistema de subasta inversa. Así, en septiembre de 2014 se habían recibido 18 propuestas, adjudicándose en febrero de 2015 a los si-guientes proyectos:

• Ararat Wind Farm (80,5 MW) del promotor RES (Reino Unido, con filial en Australia desde 2004) e colaboración con GE y la constructora Downer, ofertó un FiT de 87 $/MWh.

• Coonooer Bridge Wind Farm (19,4 MW) con una FiT de 81,5 $/MWh.

• Hornsdale Wind Farm (100 MW) de la promotora australiana WindLab, ofreció un FiT de 92 $/MWh.

El coste final estimado para el consumidor final en su factura energética será de 1,79 $ semanales por hogar hasta 2020. Es previsible que el Gobierno de ACT organice concursos públicos adicio-nales hasta cubrir los 550 MW necesarios para cumplir con el RET del 90% en 2020.


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8. NORMATIVA Y ACCESO AL MERCADO-BARRERAS

El desarrollo de la industria eólica australiana está condicionado por la estructura del sector eléc-trico, la existencia de un marco regulatorio propicio y su capacidad de respuesta ante varios retos tecnológicos: alcanzar economías de escala que la conviertan en una alternativa viable y competi-tiva frente a otras fuentes de energía fósil (carbón y gas) y renovables (solar); suministrar electrici-dad en emplazamientos sin conexión (off grid); almacenamiento de electricidad y/o su hibridación con otras fuentes de energía diésel/gas/solar.

8.1. POLÍTICA ENERGÉTICA

El sector eléctrico australiano es responsable de más del 30% de las emisiones de CO2, princi-palmente debido a su dependencia de la generación a partir de combustibles fósiles (carbón y gas). Desde 2001 el Gobierno de Australia ha implementado políticas de acción sobre el cambio climático dirigidas a reducir sus emisiones de CO2, que incluyen un Renewable Energy Target (definido en 2001 y ampliado en 2007); una tasa sobre las emisiones de carbono (entre julio de 2012 y julio de 2014); programa Direct Action través del fondo Emissions Reduction Fund – ERF (desde junio de 2014).

8.1.1.8.1.1.8.1.1.8.1.1. Política federalPolítica federalPolítica federalPolítica federal

• Renewable Energy Target (RET)Renewable Energy Target (RET)Renewable Energy Target (RET)Renewable Energy Target (RET) y Renewable Energy Certificates (RECs)y Renewable Energy Certificates (RECs)y Renewable Energy Certificates (RECs)y Renewable Energy Certificates (RECs)

Gobierno federal australiano creó en 2001 el Mandatory Renewable Energy Target (MRET) para potenciar la generación eléctrica a partir de fuentes de energía renovables, acordándolo en el Council of Australian Governments (COAG) con los demás gobiernos estatales.

En diciembre de 2007, tras la victoria electoral laborista, Australia ratificó el Protocolo de Kyoto, comprometiéndose a reducir las emisiones de GEI (gases de efecto invernadero) en un 60% para 2050. En agosto de 2009, se aprobó la ampliación del anterior RET (Renewable Energy Target) fijándose como objetivo que el 20% de la generación energética australiana a gran escala (41.000 GWh) procediera de fuentes renovables para 2020. Los proyectos de generación a pequeña escala (principalmente la instalación residencial/comercial de paneles solares) contribuirían con 4.000 GWh adicionales para aquella fecha, aunque quedaban fuera del RET (sí generaban RECs).


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El esquema RET creaba de facto un mercado de certificados verdes (Renewable Energy Certificates – RECs) que tanto retailers eléctricos como industria pesada debían adquirir necesariamente para cumplir con su objetivo de diversificar sus fuentes de generación. Asimismo, las empresas generadoras de energía renovable debían ser certificadas por el Clean Energy Regulator (CER) para poder vender RECs. En la práctica, la oferta de RECs procedía de plantas de generación eólica/solar a pequeña y gran escala; instalaciones de calentamiento de agua con energía solar (Solar Water Heaters- SWH).

Las plantas de generación a partir de fuentes renovables reciben ingresos por una doble vía: RECs (que retailers e industria tienen que comprar por ley, hasta cubrir su cuota) y venta de electricidad a la red eléctrica, en los términos definidos en un PPA – Power Purchase Agreement.

El rápido aumento de oferta de RECs procedente de pequeñas instalaciones de generación y ca-lentamiento de agua, provocó un descenso progresivo de su precio, constituyendo una amenaza para la promoción de renovables a gran escala. De este modo, en 2011 el Gobierno australiano dividió el objetivo del RET en dos tramos: Large-Scale Renewable Energy Target (LRET) y Small-Scale Renewable Energy Scheme (SRES) diferenciándose también dos tipos de RECs - Large-scale generation certificates (LGC) y Small-scale technology certificates (STC). Como resultado, el precio de los LGC se ha mantenido relativamente estable desde 2011 (entre A$ 30-40) mientras que en el mercado de STC la volatilidad ha sido mayor (A$ 20-40).

El Gobierno liberal de conservador anunció una revisión del RET en 2014 –el informe Warburton consideraba excesivo su coste, recomendando bloquear el acceso de nuevos generadores al es-quema LRET y la eliminación del SRES. Después de un largo período de negociaciones con la in-dustria y el partido laborista, a finales de junio de 2015 el Gobierno aprobó finalmente un nuevo RET de 33.000 GWh para 2020, que no será objeto de revisión bienal como hasta ahora.

Sin embargo, la incertidumbre de este proceso de revisión, combinado con la abolición de la tasa de carbono, redujo un 88% la inversión en proyectos de energías renovables a gran escala duran-te 2014 y el primer semestre de 2015.

• Tasa de carbono (Carbon tax)Tasa de carbono (Carbon tax)Tasa de carbono (Carbon tax)Tasa de carbono (Carbon tax)

El anterior Gobierno laborista impuso en julio de 2012 una tasa a las emisiones de CO2 equivalen-te a 23 A$/tonelada emitida de CO2 y 24,15 A$/tonelada emitida de CO2 en 2013-14 buscando el objetivo de reducir las emisiones de GEI en 2020 hasta un nivel del 5% inferior al año 2000.

El principal efecto de esta medida fue aumentar los costes de generación de electricidad en plan-tas termoeléctricas, que repercutían el carbon tax en el precio de sus ofertas de producción. Por lo tanto, se redujo un 11% su generación de electricidad durante los 2 años que estuvo en vigor.

El Gobierno conservador eliminó esta tasa en julio de 2014.

• Direct ActionDirect ActionDirect ActionDirect Action PlanPlanPlanPlan

En 2014 el Gobierno australiano aprobó un paquete de medidas conocido como Direct Action Plan cuyo objetivo es incentivar entre particulares y empresas la adopción de tecnologías que permitan reducir las emisiones de GEI un 5% en 2020. Para ello se constituyó el fondo Emissions Reduction Fund con un presupuesto de A$ 2.250 millones, gestionado por el Clean Energy Regu-


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lator y que aplica desde julio de 2015 un sistema de penalizaciones a aquellas industrias que au-menten sus emisiones.

Las ayudas públicas al sector australiano de energías renovables se canalizan principalmente a través de dos instituciones: la Australian Renewable Energy Agency (ARENA) y Clean Energy Fi-nance Corporation (CEFC).

o ARENAARENAARENAARENA

Esta agencia fue constituida por el anterior Gobierno laborista en julio de 2012 con un presupues-to de A$ 2.500 millones y el doble objetivo de mejorar la competitividad de las tecnologías de energías renovables e incrementar la cantidad de energía renovable suministrada en Australia. Hasta 2015, ARENA había financiado más de 230 proyectos, estudios, becas y colaboraciones, desembolsando A$ 1.000 millones. Entre sus funciones, se encuentran las siguientes:

Financiar proyectos de energías renovables a través de 3 programas específicos.

Apoyar las energías renovables desde sus fases de investigación y desarrollo hasta su co-mercialización en proyectos a gran escala. Hasta julio de 2015 ARENA había financiado 41 proyectos de investigación (A$ 64 millones) sobre todo en los campos de bioenergía, solar e hibridación de diferentes fuentes renovables.

A partir de julio de 2015 las prioridades de ARENA incluyen el desarrollo de parques fotovoltaicos a gran escala; suministro eléctrico en áreas sin conexión off grid; integración de la generación re-novable en la infraestructura eléctrica.

La inversión de ARENA en proyectos de energía eólica es prácticamente inexistente.

o Clean Energy Finance Corporation (Clean Energy Finance Corporation (Clean Energy Finance Corporation (Clean Energy Finance Corporation (CEFCCEFCCEFCCEFC) ) ) )

La CEFC fue creada también en 2012 para cofinanciar e invertir directa/indirectamente en proyec-tos de energías renovables, eficiencia energética y tecnologías con niveles bajos de emisiones GEI. Su objetivo principal es desbloquear financiación privada adicional y salvar las barreras fi-nancieras de entrada al mercado.

Al término de su primer ejercicio fiscal 2013 – 2014 la CEFC había invertido A$ 900 millones en proyectos cuyo valor superaba los A$ 3.000 millones. El 62% del presupuesto desembolsado se realizó en proyectos de energías renovables; en función del tipo de renovable, el 24% (216 millo-nes de A$) fueron invertidos en proyectos eólicos.

El Gobierno conservador ha intentado sin éxito suprimir esta agencia, y actualmente trabaja en una nueva legislación que prohíba al CEFC financiar parques eólicos, priorizando la inversión en nuevas tecnologías y el desarrollo de la energía solar –excluyendo la instalación de paneles.

8.1.2.8.1.2.8.1.2.8.1.2. Políticas estatalesPolíticas estatalesPolíticas estatalesPolíticas estatales y localesy localesy localesy locales

• Renewable Energy Target (RETs) estatales y localesRenewable Energy Target (RETs) estatales y localesRenewable Energy Target (RETs) estatales y localesRenewable Energy Target (RETs) estatales y locales

Diferentes estados han introducido en su legislación objetivos RET más ambiciosos que el defini-do por el Gobierno federal – 33.000 GWh en 2020 para proyectos a gran escala de generación de electricidad a partir de renovables:


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o Territorio de la Capital de Australia: en noviembre de 2013 el Gobierno de ACT estableció un RET del 90% en 2020, consistente con su Plan de Acción sobre el Cambio Climático (AP2) y la Climate Change and Greenhouse Gas Reduction Act 2010 – establecía un objetivo de emisio-nes netas GEI cero en 2060.

o Tasmania: el Gobierno estatal aprobó el Climate Change (State Action) Act 2008 que determi-naba la reducción de emisiones GEI en 2050 al 60% de las emitidas en 1990.

o Australia Meridional: en 2009 el Gobierno estatal legisló un RET del 33% para 2020, que fue alcanzado en el ejercicio fiscal 2013-14 y ampliado por el Gobierno laborista al 50% para 2025.

Las ciudades de Sídney, Melbourne y Marrickville también han introducido legislación definiendo objetivos RET y de reducción de emisiones GEI:

o Sídney: estableció un RET del 30% en 2030, con el doble objetivo de reducir para 2030 un 70% sus emisiones GEI respecto a los niveles de 2006 y eliminar su dependencia de la gene-ración de electricidad en plantas termoeléctricas.

o Melbourne: tiene un RET del 25% en 2018.

o Marrickville: para alcanzar un RET del 25% en 2025 ha planificado la construcción de 5 insta-laciones fotovoltaicas.

• Otra normativaOtra normativaOtra normativaOtra normativa estatalestatalestatalestatal

Algunos estados han aprobado legislación más restrictiva aplicable a las energías renovables, y especialmente las promociones eólicas, debido al rechazo de la comunidad a este tipo de instala-ciones:

o Victoria: en agosto de 2011 aprobó la Enmienda VC82 (en vigor desde marzo de 2012) prohi-biendo la promoción de parques eólicos a menos de 2 kilómetros de cualquier vivienda (dwe-lling), entre otras limitaciones.

El nuevo Gobierno laborista elegido en noviembre de 2014 ha anunciado enmiendas a esta normativa, y reducir esta distancia a 1 kilómetro.

o Nueva Gales del Sur: del mismo modo que el estado de Victoria, el Departamento de Planifi-cación y Medioambiente aprobó las NSW Planning Guidelines aplicable a promociones eólicas y solares.

8.2. BARRERAS DE ENTRADA

Tecnológicas:

Actualmente, la energía eólica es la más madura, barata y escalable de todas las renovables. Su evolución tecnológica ha permitido progresivamente promociones eólicas más eficientes y de ma-yor capacidad instalada como Macarthur (420 MW) y Musselroe (168 MW) terminadas en 2013; Goldwind (165,5 MW) y Snowtown 2 (270 MW) puestas en funcionamiento en 2014.

Sin embargo, la industria solar ha evolucionado tecnológicamente con mayor rapidez en los últi-mos años, permitiendo la construcción de parques solares cada vez a mayor escala y ofertar elec-tricidad a precios LCOE (levelized cost of electricity) más competitivos. Los mayores parques so-


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lares son: Royalla (20 MW) que fue inaugurado en 2014, Nyngan (102 MW) y Broken Hill (53 MW) de la empresa AGL Energy, inaugurados en octubre de 2015 y Moree (56 MW) de la española FRV, todavía pendiente de finalización a la fecha de elaboración de este estudio de mercado.

El apoyo financiero de ARENA y del Gobierno estatal de ACT mediante la subasta de 40 MW de energía solar en 2012 han sido determinantes.

Otro importante reto al que se enfrentan las energías renovables en Australia consiste en suminis-trar electricidad a emplazamientos sin conexión off grid (por ejemplo, explotaciones mineras) que usan generación diésel y ofrecer soluciones híbridas de generación renovable/fósil –ambas tam-bién entre las prioridades de ARENA.

Financieras:

El desarrollo y construcción de un proyecto eólico requiere una inversión de capital importante, dependiendo su viabilidad en gran medida de un PPA (Power Purchase Agreement) entre el pro-motor del proyecto y la empresa (retailer/industria) que comprará la electricidad generada. Este PPA desbloqueará la obtención de project finance de entidades financieras, normalmente bancos.

La Clean Energy Finance Corporation CEFC participa también como financiador o inversor en proyectos de energía eólica, aunque el Gobierno conservador ha intentado en repetidas ocasiones suprimir esta institución. En julio de 2015 discute un borrador de ley que pretende evitar que la CEFC financie proyectos eólicos y solares a pequeña escala (se consideran tecnologías maduras) y se centre en tecnologías renovables innovadoras.

Regulatorias:

La construcción de nuevas promociones eólicas supone cumplir la exigente normativa del sector eléctrico australiano, así como la legislación federal y estatal referida a la obtención de permisos y licencias. Además, los parques eólicos deben cumplir con las Renewable Energy (Electricity) Re-gulations 2001, Renewable Energy (Electricity) Act 2000 y los criterios del Clean Energy Regulator para certificar sus instalaciones y participar en el mercado de RECs creado por el RET.

El cumplimiento de toda esta legislación constituye una barrera adicional para cualquier proyecto de energía renovable.

8.3. ARANCELES E IMPUESTOS

Como hemos analizado ya en este estudio, los códigos TARIC referidos al sector eólico son muy numerosos e incluyen estructuras de hierro o acero, palas (para las turbinas), varios tipos de ro-damientos, aislamientos, cajas de cambios y equipos de control eléctrico, aunque el componente principal son los aerogeneradores.

Los aranceles e impuestos aplicables a las partidas arancelarias incluidas dentro del TARIC 8502.31 (Grupos electrógenos y convertidores rotativos eléctricos) serían los siguientes:

TARICTARICTARICTARIC Arancel (%)Arancel (%)Arancel (%)Arancel (%) IVAIVAIVAIVA (%)(%)(%)(%)

8502 - Grupos electrógenos y convertidores rotativos eléctricos


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8502.31 - Los demás grupos electrógenos. De energía eólica

8502.31.10 - Cuya producción > 500 kVA 0 10

8502.31.90 - Otros 5 10 Fuente: Department of Immigration and Border Protection.


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9. PERSPECTIVAS DEL SECTOR

En estos momentos, la industria renovable y, en concreto la eólica, se encuentra en fase de recu-peración tras la incertidumbre acerca de su futuro que trajo consigo la eliminación del Carbon Tax y, sobre todo, por la demora en la aprobación de un nuevo RET. Asimismo, el cese de Tony Abbot como primer ministro ha servido para aclarar el futuro del sector. Asimismo, la actitud positiva del nuevo Gobierno en la reciente cumbre del clima de Paris hace prever que la tendencia global de la Low Carbon Future (futuro con baja emisión de carbono) siga hacia delante en Australia

A continuación se presenta el escenario elaborado por el Departamento de Economía de Recur-sos y Energía, BREE, de la evolución del mix energético en el país durante los próximos 35 años. Tal y como se refleja en el gráfico, el sector eólico aumentará su cuota respecto al resto de alter-nativas. Aunque se espera que el gas domine el mercado, es inminente la tendencia hacia alterna-tivas renovables, mientras que el carbón irá desapareciendo progresivamente.

GRÁFICO. PROYECCIÓN DEL MIX DE GENERACIÓN ELÉCTRICA EN AUSTRALIA

Fuente: Australian Energy Projections to 2049-2050. BREE


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9.1. ATRACTIVO DE CADA ESTADO

9.1.1.9.1.1.9.1.1.9.1.1. Nueva Gales del Sur (NSW)Nueva Gales del Sur (NSW)Nueva Gales del Sur (NSW)Nueva Gales del Sur (NSW)

A pesar de que Nueva Gales del Sur es el segundo estado que menos energía eólica tiene, (a ex-cepción de Territorio Norte que no tiene), un 8,7%3 del total eólico instalado en Australia, es un estado con buenas condiciones para su desarrollo.

No posee la calidad de los vientos que poseen otras regiones al suroeste del país. Sin embargo, sus vientos tienen fuerza suficiente para hacer que los proyectos sean viables en muchas zonas. Las empresas de energía eólica han encontrado gran potencial en toda la zona montañosa cono-cida como Great Dividing Range, de unos 3.500kms de longitud, que va desde Victoria a Queens-land.

Por otro lado, es el mayor mercado de consumo eléctrico del país, con un consumo de 1.573PJ4 en el año 2013. Esta gran demanda, unida a la escasez de recursos hidrográficos, hace preveer que la mayor parte de nueva capacidad de energía renovable vaya a ser solar o eólica.

9.1.2.9.1.2.9.1.2.9.1.2. Victoria (VIC)Victoria (VIC)Victoria (VIC)Victoria (VIC)

Victoria es el tercer estado que más invierte en energía eólica, con 939MW instalados (29% del to-tal). Con muy buenos recursos eólicos y la proximidad de las elecciones estatales (el 29 de No-viembre) en las que se espera que cambie el Gobierno a Laboralista – pro-energías renovables, parece que es el estado con más futuro en el ámbito eólico. De igual forma, el mayor parque de construido en Australia, Macarthur Wind Farm con capacidad de generar 420MW, propiedad de AGL Energy, se encuentra al suroeste del estado.

El estado de Victoria tiene gran recorrido en el sector renovable, con varias plantas tanto eólicas como solares (es el segundo mayor territorio productor de energía eólica en Australia). El com-promiso de Victoria con las energías limpias quedo consolidad cuando en 2010 decidió ampliar el objetivo del RET para el estado a 25% de generación proveniente de energías renovables. De la misma forma, el candidato partido laborista al gobierno estatal ha declarado su intención de man-tener el objetivo indiferentemente de los resultados de la revisión federal del RET.

El mercado energético de Victoria es el segundo más grande del país, habiendo consumido el año pasado 1.413PJ, un número muy cercano al consumo de Nueva Gales del Sur. Además, cuenta con la mejor infraestructura de red eléctrica del país, especialmente en cuanto a transmisión, in-cluyendo diversos interconectores de alta capacidad con otros estados.

9.1.3.9.1.3.9.1.3.9.1.3. Queensland (QLD)Queensland (QLD)Queensland (QLD)Queensland (QLD)

El mercado eléctrico de Queensland es el tercero de Australia, con un consumo de 1.326PJ en 2013. A diferencia de los dos primeros estados, Queensland ha aumentado su consumo este últi-mo año en un 2% y se espera que su crecimiento sea mayor en la próxima década.

3 Los datos acerca del la generación eólica del apartado 9.1. provienen del informe Clean Energy Australia report 2013. 4 Los datos acerca del consumo del apartado 9.1. provienen de BREE 2014, Australian Energy Statistics, Table C.


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Es el estado en el que la energía eólica está menos extendida (a excepción de NT), aunque poco a poco han ido surgiendo proyectos. En la actualidad tienen 2 proyectos en marcha, con una gene-ración total de 12,5MW.

El principal problema para la implantación de nuevos proyectos es el bajo precio de la electricidad en esta zona del país, gracias a las grandes reservas de carbón de las que dispone el estado. Du-rante los años 2007 y 2008 hubo un repunte, pero fue circunstancial, originado por las restriccio-nes de agua provocadas por la sequía. Hay que tener en cuenta que el agua es un elemento fun-damental para la generación en centrales térmicas de carbón.

Por otro lado, el incremento de los costes de la producción de energía a través de residuo de ca-ña de azúcar (cogeneración), muy predominante en esta región australiana, hace que se estén buscando nuevas formas de producción energética. Se ha dado un gran incremento en los pre-cios de la caña de azúcar a nivel mundial y, como consecuencia, Queensland ha comenzado a cambiar el uso de los terrenos tradicionalmente destinados al cultivo de cañas de azúcar.

A escala estatal, el Gobierno de Queensland visto el éxito que han tenido los parques eólicos en otros estados, ha publicado un borrador de guía para el desarrollo de proyectos eólicos en Queensland, conocido como Draft Wind Farm State Code5. El objetivo de esta guía es regularizar este sector emergente en el territorio, lo que demuestra el interés del Gobierno por las posibilida-des de esta tecnología.

9.1.4.9.1.4.9.1.4.9.1.4. Australia MeridionalAustralia MeridionalAustralia MeridionalAustralia Meridional (SA)(SA)(SA)(SA)

Australia Meridional es sin duda alguna el estado por excelencia de la energía eólica. En los últi-mos 10 años ha pasado de prácticamente no producir ninguna energía a partir de fuentes renova-bles, a situarse a la cabeza de la energía eólica con 16 proyectos con una capacidad total de 1.205MW y 561 turbinas en funcionamiento en 2013, lo que generan el 37,2% del total de energía eólica en Australia.

Son varios los motivos de este espectacular crecimiento. Por una parte, tiene grandes áreas cer-canas a importantes núcleos de población que están expuestas a vientos que exceden velocida-des medias de más de 8 m/s. El hecho de que estas localizaciones estén próximas a núcleos ur-banos es fundamental en Australia debido a la carencia de la red eléctrica en zonas no pobladas.

Asimismo, los precios de la electricidad en Australia Meridional son los mayores de todo el NEM. Se debe fundamentalmente a que a diferencia del resto de estados, tiene un acceso muy limitado a recursos energéticos de bajo coste como el carbón.

Por otro lado, los procesos de aprobación de proyectos en Australia Meridional son los más ágiles del país. Muchas de las regiones con mayor potencial eólico son tradicionalmente comunidades que viven de la ganadería y la agricultura, y ven de forma favorable el hecho de explotar los recur-sos naturales y sacar partido de ellos. Consideran muy positivo la creación de puestos de trabajo en la zona, además de los ingresos extra que les pueden proporcionar las rentas por el alquiler de terrenos para la instalación de parques eólicos.

Sin embargo, Australia Meridional tiene dos desventajas claras. Es un mercado relativamente pe-queño (se consumieron tan solo 330PJ en 2013) y no se espera un gran crecimiento. De hecho,

5 http://www.dsdip.qld.gov.au/infrastructure-and-planning/strategic-planning/draft-wind-farm-state-code.html


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los últimos 10 años ha decrecido en un 1,1% anual. Además existen grandes restricciones en cuanto a las redes de transmisión y distribución energética. Precisamente muchas de las áreas con problemas de capacidad, son las que disponen de mejores recursos de viento.

9.1.5.9.1.5.9.1.5.9.1.5. Tasmania (TAS)Tasmania (TAS)Tasmania (TAS)Tasmania (TAS)

Tasmania es uno de los mejores emplazamientos de Australia para generación eólica, gracias a sus vientos de gran intensidad, provenientes del océano Antártico. Su posición frente a la corrien-te de intercambio de vientos del hemisferio sur, afectada además por las poderosas corrientes conocidas como Roaring Forties, hace con que sus recursos eólicos sean excelentes.

Estos últimos años, la energía dominante del estado ha sido la hidráulica, gracias a las continuas lluvias que han envuelto la región a causa del fenómeno conocido como el Niño - Oscilación del Sur. No obstante, este año ha comenzado un nuevo ciclo del fenómeno caracterizado por perio-dos de sequía, lo que reduce las posibilidades de la energía hidráulica a favor de la eólica.

Con la incorporación al NEM en mayo de 2005, se predijo un aumento de la inversión privada en el sector. Tal previsión no se ha cumplido; sin embargo, la empresa pública Hydro Tasmania se ha mostrado a favor de invertir en esta tecnología con dos parques destacables dentro de la lista de proyectos eólicos más grandes de Australia; Musselroe y Woolnorth, con una capacidad conjunta de 308MW.

El consumo de electricidad en Tasmania es el factor negativo, puesto que el tamaño relativo del mercado es muy pequeño. El consumo en 2013 no superó los 110PJ. No obstante, gracias al in-terconector Basslink que conecta el estado con Victoria, Tasmania se ha vuelvo en un exportador neto de energía renovable, superando su oferta interregional a la demanda local.

9.1.6.9.1.6.9.1.6.9.1.6. Australia OccidentalAustralia OccidentalAustralia OccidentalAustralia Occidental (WA)(WA)(WA)(WA)

Australia Occidental posee una serie de elementos que la hacen muy atractiva para el desarrollo a gran escala de energías renovables.

Por un lado, dispone de excelentes recursos a lo largo de toda la costa suroeste, con medias su-periores a 8m por segundo. Dichas áreas están muy cerca de los centros poblacionales, lo que ha permitido la construcción de importantes proyectos como los parques eólicos de Collgar con una capacidad generadora de 206MW.

Además, la industria minera, muy intensiva en el consumo de energía, requiere de alternativas al diesel. La hibridación diesel-renovable se está popularizando en zonas remotas del desierto. Sin embargo, muchos de estos proyectos tienen el enfoque puesto en la tecnología solar, en vez de la eólica.

El consumo energético de la región no es demasiado alto en comparación a Victoria o Nueva Ga-les del Sur, habiendo consumido en 1.035PJ en 2013. Sin embargo, es uno de los pocos merca-dos que sigue creciendo, con un aumento de 3,8% en el último año.

Al contrario de lo que pasa en el resto de estados, Australia Occidental ha dejado clara su inten-ción de parar toda nueva generación, incluida la renovable, durante los siguientes 10 años. Con la bajada de la demanda y la externacionalización de varias industrias el Gobierno considera que no


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será necesaria la construcción de nuevos generadores hasta el periodo 2023-2024, en el que es-pera llevar a cabo una ampliación limitada a 75MW6.

Por otro lado, existe una compleja estructura de mercado que no se da en los estados del NEM. Los generadores de energía reciben ingresos no sólo por la venta de electricidad, sino también en función de la capacidad disponible de la planta, aún sin ser utilizada. Estos ingresos se conocen como Capacity Credits. Los operadores de parques eólicos reciben menos capacity credits por MW de capacidad instalada que los otros generadores convencionales debido a que su genera-ción está sujeta a las condiciones incontrolables del viento, por lo que no se sabe cuanto tendrán disponible.

9.1.7.9.1.7.9.1.7.9.1.7. Territorio NorteTerritorio NorteTerritorio NorteTerritorio Norte (NT)(NT)(NT)(NT)

Dado el pequeño volumen de consumo de electricidad, y la inexistencia de grandes redes de co-nexión, el atractivo para el desarrollo de grandes plantas de renovables en este territorio no es muy alto. Asimismo, es la zona con peores vientos de Australia. Por otro lado, la energía está mo-nopolizada por la empresa Power and Water, presente en toda la cadena de valor energética, por lo que su poder de decisión es muy alto. En este estado la energía renovable que más sentido tie-ne desarrollar es la solar, por la fuerte radiación que se da a lo largo de su territorio.

9.2. CONCLUSIONES

Aunque hoy en día la energía eólica es la predominante entre las alternativas limpias disponibles en Australia, parece que de cara a futuro otras tecnologías puedan quitarle el liderazgo. La mayor candidata es la energía solar, que cuenta con el apoyo del Gobierno y de ARENA. No obstante, los parques eólicos aún tienen cabida en el mercado australiano por varias razones:

• Energía eóliEnergía eóliEnergía eóliEnergía eólica como solución a los picos de demandaca como solución a los picos de demandaca como solución a los picos de demandaca como solución a los picos de demanda

Los generadores para satisfacer picos de demanda son más costosos que los generadores base. La demanda general de energía ha bajado en Australia; no obstante los picos han incrementado. Por ello, más que nunca las energías renovables competitivas tienen posibilidades de abastecer en estos momentos críticos. La tecnología madura del sector eólico, sigue manteniendo las turbi-nas como la solución menos costosa.

• El doble efecto del El doble efecto del El doble efecto del El doble efecto del LNGLNGLNGLNG

Las nuevas tecnologías de extracción (ie. fracturación hidráulica) han abierto nuevas posibilidades y aumentado sustancialmente la producción de LNG (gas natural licuado). Sin embargo el coste ha aumentado también de forma considerable haciendo más competitivas las soluciones renova-bles, entre ellas, la eólica.

6 La información se encuentra en el gráfico del anexo 3.


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10. OPORTUNIDADES

En 2013, la inversión realizada en energía renovable en Australia ascendió a los 5.187 millones de A$, el tercer año consecutivo que sobrepasa los 5 mil millones de A$. Desde que hace alrededor de 10 años se comenzaron a desarrollar soluciones energéticas limpias, la inversión ha ido cre-ciendo de forma exponencial. El año 2014 fue un momento de incertidumbre que ha paralizado circunstancialmente la inversión. Sin embargo, todo indica que a largo plazo Australia va a seguir el camino del resto de países desarrollados hacia un futuro Low Carbon (bajo en emisiones de carbono).

10.1. ESTADO DE LA INVERSIÓN

En 2013, el sector de recursos y energía representaron el 10% del PIB australiano. Las exporta-ciones se tradujeron en 175.900 millones de A$, el 58,5% del total de exportado. El sector cuenta con 266.000 empleados, el 2,3% de la fuerza laboral nacional. 7

Todo ello, ha generado 12.700 millones de inversión nueva en capital privado, un 15,5% más que el año anterior, del cual 7.100 millones han ido a parar a la explotación de petróleo y minerales.

Actualmente existen 26 propuestas de proyectos eólicos en trámites de aprobación y en cons-trucción. El desarrollo de estos proyectos supondrá un incremento de la capacidad de 3.238MW y la inversión de 13.267 millones de AU$. Los proyectos se encuentran en el apartado 10.4 Plan de Proyectos Próximos.

Australia Meridional es, con diferencia, el mayor inversor en energía eólica del país. Actualmente, la generación eléctrica de Australia Meridional está cubierta en un 43% por energía eólica. En se-gundo y tercer lugar quedarían los estados de Victoria y Australia Occidental respectivamente.

10.2. OBSTÁCULOS A LA INVERSIÓN

A priori, no existe ningún obstáculo expreso hacia la inversión extranjera en el sector de las ener-gías, tal como puede ocurrir en los sectores de aviación civil, las telecomunicaciones o la banca. 7 Los datos del apartado 10.1 han sido extraídos de Australian Bureau of Statistics.


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En este sentido, las autoridades australianas están incentivando la inversión extranjera en este sector, conscientes tanto de la importancia del know-how que aportan algunas empresas del sec-tor como de que sin el apoyo de la IED no serán capaces de cubrir los objetivos 20/20 enunciados en el RET. A pesar de ello hay una tendencia clara de las empresas extranjeras ya posicionadas en el país a buscar alianzas con empresas australianas. Indudablemente esto es de gran ayuda de cara al proceso de aprobación y agilización de los trámites con las distintas autoridades que otor-gan los permisos necesarios.

Otro tema clave es la instalación del propio parque eólico y su consecuente negociación/compra de los terrenos. Las comunidades locales suelen ser más reacios a la explotación internacional que a la nacional.

Las inconsistencias en la política de los gobiernos estatales y centrales pueden crear una impor-tante barrera para que el sector prospere. La industria renovable, y concretamente la eólica en Australia ha experimentado muchos períodos de incertidumbre en la última década, especialmen-te este último año con la revisión del RET y la eliminación de la tasa de carbono.

10.3. FUTUROS PROYECTOS DE INVERSIÓN

Se espera que tras el profundo bache del año 2014, y gracias a la certidumbre aportada por la aprobación de un nuevo RET, vuelva a crecer la inversión en energía renovable. La Clean Energy Council considera que si el objetivo se mantiene tal y como está, la inversión renovable seguirá creciendo entre 2.000 a 4.000 millones de A$ anuales hasta el final de la década. Asimismo, espe-ra que el mix de la inversión se dé de la siguiente manera:

GRÁFICO. EVOLUCIÓN DE LA INVERSIÓN RENOVABLE EN AUSTRALIA 2013-2020

Fuente: Clean Energy Australia Report


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11. INFORMACIÓN PRÁCTICA

11.1. AGENCIAS E INSTITUCIONES GUBERNAMENTALES

Departamentos encargados del sector energético dentro del Gobierno Federal:Departamentos encargados del sector energético dentro del Gobierno Federal:Departamentos encargados del sector energético dentro del Gobierno Federal:Departamentos encargados del sector energético dentro del Gobierno Federal:

Department of Resources, Energy and Tourism: www.ret.gov.au

Bureau of Agriculture and Resources Economics: www.bree.gov.au

Australian Government. Energy: www.australia.gov.au/topics/environment-and-natural-resources/energy

Australian Renewable Energy Agency (ARENA): www.arena.gov.au

Energy Efficiency Exchange (EEX): www.eex.gov.au

Infrastructure Australia: www.infrastructureaustralia.gov.au

Reguladores de mercadoReguladores de mercadoReguladores de mercadoReguladores de mercado

Australian Energy Regulador (AER): www.aer.gov.au

Economic Regulator Authority of Australia Occidental (ERAWA): www.erawa.com.au

Operadores de MercadoOperadores de MercadoOperadores de MercadoOperadores de Mercado

Australian Energy Market Operator (AEMO): www.aemo.com.au

Independent Market Operator of Western Australia (IMOWA): www.imowa.com.au

Gobierno estatal de Gobierno estatal de Gobierno estatal de Gobierno estatal de Nueva Gales del SurNueva Gales del SurNueva Gales del SurNueva Gales del Sur

Trade and Investment. Resources and Energy NSW: www.resourcesandenergy.nsw.gov.au

Environmental Protection Authority (EPA) NSW: www.epa.nsw.gov.au

Department of Planning & Environment in NSW: www.planning.nsw.gov.au

Gobierno estatal de Gobierno estatal de Gobierno estatal de Gobierno estatal de QueenslandQueenslandQueenslandQueensland

Department of Water and Energy Supply QLD: www.dews.qld.gov.au

Queensland's Environmental Protection Agency: www.epa.qld.gov.au

Department of State Development, Infrastructure and Planning QLD: www.dip.qld.gov.au


65656565



Gobierno estatal de Gobierno estatal de Gobierno estatal de Gobierno estatal de VictoriaVictoriaVictoriaVictoria

Energy and Earth Resources VIC: www.energyandresources.vic.gov.au/energy

EPA VIC: www.epa.vic.gov.au

Department of Transport, Planning and Local Infrastructure VIC: www.dpcd.vic.gov.au

Gobierno estatal de Gobierno estatal de Gobierno estatal de Gobierno estatal de Australia MeridionalAustralia MeridionalAustralia MeridionalAustralia Meridional

State of Development SA: www.statedevelopment.sa.gov.au

Environmental Protection Agency South Australia: www.epa.sa.gov.au

Department of Planning, Transport and Infrastructure SA: www.dpti.sa.gov.au

Gobierno estatal de TasmaniaGobierno estatal de TasmaniaGobierno estatal de TasmaniaGobierno estatal de Tasmania

State of State of Growth TAS: www.dier.tas.gov.au

Environmental Protection Agency TAS: www.epa.tas.gov.au

Tasmanian Planning Commission: www.planning.tas.gov.au

Gobierno estatal de Gobierno estatal de Gobierno estatal de Gobierno estatal de AustralAustralAustralAustralia Occidentalia Occidentalia Occidentalia Occidental

Office of Energy: www.energy.wa.gov.au/

Environmental Protection Agency WA: www.epa.wa.gov.au

Planning WA: www.planning.wa.gov.au

Gobierno estatal de los Territorios del NorteGobierno estatal de los Territorios del NorteGobierno estatal de los Territorios del NorteGobierno estatal de los Territorios del Norte

Department of Mines and Energy: www.nt.gov.au/d/Minerals_Energy

Department of Lands, Planning and Environment NT: www.dlp.nt.gov.au

11.2. ASOCIACIONES

Clean Energy Council: www.cleanenergycouncil.org.au

Australian Chamber of Commerce and Industry (ACCI): www.acci.asn.au/

Clean Energy Finance Corporation: http://www.cleanenergyfinancecorp.com.au/

11.3. FERIAS DEL SECTOR

Ferias y seminarios relacionados con el sector de las energías renovables y eficiencia energética planificados durante 2015 y 2016 en Australia y Nueva Zelanda:

2015201520152015

EVENTOS FECHA LUGAR SECTOR

CEC Wind Industry Forum 26 marzo Melbourne Energía eólica

Wind Energy Conference 2015 1-2 abril Wellington Energía eólica


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Australian Energy Storage Conference & Exhibition 2016 3-4 junio Sídney Almacenamiento de energía

Clean Energy Week 15-16 julio Sídney Energías renovables

All Energy Australia 7-8 octubre Melbourne Energías renovables

Australian Utility Week

24-25 noviem-bre Sídney Utilities

Fuente: Oficina Económica y Comercial de España en Sídney

2016201620162016 EVENTOS FECHA LUGAR SECTOR

Solar 2016 Conference & Exhibition 28-29 junio Melbourne Energía solar

Australian Energy Storage Conference & Exhibition junio Sídney Almacenamiento de energía Fuente: Oficina Económica y Comercial de España en Sídney


67676767



12. OTROS EPÍGRAFES

12.1. ANEXOS

ANEXO 1. DISTRIBUCIÓN DE LOS RECURSOS ENERGÉTICOS DE AUSTRALIA


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Fuente: Australian Energy Projections to 2050.


69696969



ANEXO 2. PRECIOS MEDIOS ANUALES EN EL NEM POR REGIÓN ($ Australianos por MWh) YearYearYearYear NSWNSWNSWNSW QLDQLDQLDQLD SASASASA SNOWYSNOWYSNOWYSNOWY TASTASTASTAS VICVICVICVIC

1998199819981998----1999199919991999 33.13 51.65 156.02 32.34 36.33 1999199919991999----2000200020002000 28.27 44.11 59.27 27.96 26.35 2000200020002000----2001200120012001 37.69 41.33 56.39 37.06 44.57 2001200120012001----2002200220022002 34.76 35.34 31.61 31.59 30.97 2002200220022002----2020202003030303 32.91 37.79 30.11 29.83 27.56 2003200320032003----2004200420042004 32.37 28.18 34.86 30.80 25.38 2004200420042004----2005200520052005 39.33 28.96 36.07 34.05 190.38 27.62 2005200520052005----2006200620062006 37.24 28.12 37.76 31.09 56.76 32.47 2006200620062006----2007200720072007 58.72 52.14 51.61 55.19 49.56 54.80 2007200720072007----2008200820082008 41.66 52.34 73.50 45.49 54.68 46.79 2008200820082008----2009200920092009 38.85 34.00 50.98 58.48 41.82 2009200920092009----2010201020102010 44.19 33.30 55.31 29.37 36.28 2010201020102010----2011201120112011 36.74 30.97 32.58 29.45 27.09 2011201120112011----2012201220122012 29.67 29.07 30.28 32.58 27.28 2012201220122012----2013201320132013 55.10 67.02 69.75 48.30 57.44 2013201320132013----2014201420142014 52.26 58.42 61.71 41.98 51.49 2014201420142014----2015201520152015 40.05 31.74 46.82 36.56 37.45 Fuente: AEMO8

ANEXO 3. PREVISIÓN DE LA DEMANDA Y OFERTA 2014/15 – 2023/24

Fuente: SWIS Electricity Demand Outlook. IMOWA

8 http://www.aemo.com.au/Electricity/Data/Price-and-Demand/Average-Price-Tables/Average-Price-Tables-Annual


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ANEXO 4. PRINCIPALES GENERADORES DE ELECTRICIDAD POR REGIÓN EN EL NEM

Fuente: AER National Electricity Market.


71717171



ANEXO 5. PRINCIPALES GENERADORES DE ELECTRICIDAD EN EL MERCADO SWIS 2005-2016

Fuente: SWIS Electricity Demand Outlook June 2014. IMOWA.

12.2. BIBLIOGRAFÍA

- Asociación Empresarial Eólica de España: www.aeeolica.org

- Australian Academy of Science: www.sciencearchive.org.au

- Australian Bureau of Statistics: www.abs.gov.au

- Australian Bureau of Agriculture and Resources Economics: www.daff.gov.au/abares

- Australian Customs and Border Protection Service: www.customs.gov.au

- Australian Energy Market Operator: www.aemo.com.au

Wind Turbine Plant Capabilities Report 2013 y 2014

Australian Wind Energy Forecasting System (AWEFS) September 2014

- Australian Energy Regulator: www.aer.gov.au

State of the Energy market 2013 y 2014

Electricity Report (informe semanal)

- Australian Financial Review: www.afr.com

- Australian Trade Commission (Austrade): www.austrade.gov.au

Investment Opportunities in Australian Resources and Energy

- Bureau of Meteorology: www.bom.gov.au

- Bureau of Resources and Energy Economics: http://bree.gov.au


72727272



Australian Energy Projections 2049-2050

- Clean Energy Council: www.cleanenergycouncil.org.au

Clean Energy Australia report 2013 y 2014

Building on the employment benefits of clean energy

Energy storage in Australia

National and State snapshot of wind farm investment, employment and carbon abatement

- Clean Energy Regulator: http://ret.cleanenergyregulator.gov.au

- Council of Australian Government: www.coag.gov.au

- CSIRO, Wind Energy Research Unit: www.csiro.au

- Deloitte Investment Monitor

- Department of Climate Change: www.climatechange.gov.au/renewabletarget

- Department of the Environment, Australian Government: www.environment.gov.au

Repeal of the carbon tax - How the carbon tax works Repeal of the carbon tax - How the repeal will work

- Department of Lands and Planning: www.dlp.nt.gov.au

- Department of Planning and Community Development, Victoria: www.dpcd.vic.gov.au

- Department of Planning, Transport and Infrastructure, Australia Meridional: www.dpti.sa.gov.au

- Department of State Development, Infrastructure and Planning: www.dip.qld.gov.au

- Geoscience Australia: www.ga.gov.au

- Global Trade Atlas: www.gtis.com/gta/

- IBIS World: www.ibisworld.com.au

Industry Report D2619: Wind and Other Electricity Generation

Industry Report OD5184: Wind Farm Construction in Australia

Industry Report D2630. Electricity Distribution in Australia

Industry Report D2620. Electricity Transmission in Australia

Industry Report D2640. On Selling Electricity and Electricity Market Operation in Australia

- International Energy Agency Wind (IEA Wind): www.ieawind.org

2014 Annual Report

- Independent Market Operator: www.imowa.com.au

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- Infrastructure and Resource Information Service (IRIS): www.iris.tas.gov.au

- Minister for Planning, Victoria: www.dpcd.vic.gov.au/planning

- Nielsen: http://au.acnielsen.com/news/200512.shtml


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- Northern Territory Government: www.nt.gov.au

Energy NT 2013 y 2104 report. Energy activities for the Northern Territory, Australia

- NSW Government Planning and Infrastructure: www.planning.nsw.gov.au

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Electricity in Tasmania. A Hydro Tasmania Perspective

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Clean Energy Legislation (Carbon Tax Repeal) Bill 2014

- Planning WA: www.planning.wa.gov.au

- Power and Water Corporation: www.powerwater.com.au

- Sinclair Knight Merz: www.skmconsulting.com

SKM Economic Impact Assessment of the Hallett Wind Farm 2010

- Unión Fenosa: www.unionfenosa.com.au/projects.php

- World Wind Energy Association: www.wwindea.org

World Wind Energy Report 2013 y 2014

el mercado de la energía eólica en australia - ivace.esses/australia... · energía eólica en el...

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