Rentabilidad de un proyecto Eólico en 10MW (por: Ing. Andrés Detomasi)

Transcripción

1 Rentabilidad de un proyecto Eólico en 1MW (por: Ing. Andrés Detomasi) A. Introducción El presente artículo tiene por objetivo determinar la rentabilidad de la instalación de 1MW eólicos en Uruguay, considerando dos escenarios de venta: Mercado de Contrato y Mercado Spot. El estudio se limita al análisis de flujos de fondos, excluyendo el efecto de impuestos y posibles subsidios financieros, contemplando la exoneración de cargos de conexión al Sistema Interconectado y los beneficios relacionados con la ejecución de un proyecto de energía renovable (contribución a la reducción de gases de efecto invernadero). Considerando que la política de operación se define por la minimización de costos futuros, involucrando procesos estocásticos, se utiliza SimSEE como simulador, logrando la optimización del sistema eléctrico (herramienta de uso libre, desarrollada por el IIE de la Facultad de Ingeniería Universidad de la República - B. Escenario de Simulación Tomando de referencia un escenario probable de Simulación (ver anexo, ref 6), de evolución de la demanda, de potencia instalada en generación, asumiendo determinados comportamientos de las fuentes aleatorias (intercambio internacional, lluvias, vientos, etc.), que escapan al alcance del presente artículo, se definen los ingresos relacionados con el proyecto en estudio (instalación de 1 MW Eólicos). Hipótesis y simplificaciones: - Curva Potencia vs. Velocidad del viento del - Evolución del Costo Variable de Generación Aerogenerador modelado: (a partir del 214 se asumen constantes): MW USD/MWH Instalación PMAX Botnia CB5A FOP CB6A FOP CTR1 GO CTR2 GO GENDIS MOTORES FOP PTI GO SALAB FOP TGAA FOP El 5/21 es el inicio de Operación de los 1MW, con 5 unidades independientes de 2MW. El costo de inversión en aerogeneradores se estimó en 2.6USD/kW instalado (ver anexo, ref 1). - Se adoptó un período de simulación comprendido entre el 5/21 y 5/218, de 8 años. - Proyecto MDL: Los ingresos se estimaron asumiendo un valor de 15USD/tonCO2 (ver anexo, ref 1), asociando una reducción de emisiones de,65 tonco2/mwh - generado (ver anexo, ref 5). El último ratio constituye una simple referencia, dado que varía en función del tipo de energía a sustituir. Considerando que la energía aportada por El Proyecto no presenta mayores variaciones con respecto a las probabilidades de excedencia, se simplifica la cuantificación de ingresos, asumiendo una generación igualmente distribuida a lo largo del período de estudio, operando con el valor promedio de energía generada. Los costos asociados a la obtención de certificados de reducción de emisiones se estimaron en 15.USD (ver anexo, ref 1). Marzo 213 1/5

2 - En cuanto al resto de la estructura de costos, se contemplaron inversiones por concepto de Desarrollo de Red, necesarias para la interconexión al Sistema Eléctrico Nacional, así como obras civiles varias (viales, etc.). A modo de referencia, se adoptaron ratios establecidos en el documento Evaluación Económica Financiera del Proyecto de Parque Eólico de 1MW, emitido por la Dirección Nacional de Energía y Tecnología Nuclear del MIEM, de octubre de 28 (ver anexo, ref 1). - Análisis de Rentabilidad: Un proyecto se considera rentable siempre que se cumplan simultáneamente las siguientes condiciones: a. VAN >, en todas las probabilidades de excedencia menores o iguales al 7%. b. Para el caso en que el VAN correspondiente a las probabilidades de excedencia comprendidas en el intervalo (7% - 1%] sea negativo, el mismo no puede superar el 2% de la inversión realizada (en términos absolutos). El presente criterio constituye una razonable, aunque parcial, limitación de Riesgo. c. TIR >= TCC, correspondiente a probabilidades de excedencia en el intervalo [%-7%], tomando valores positivos para el rango (7%-1%] de probabilidad de excedencia. El análisis de rentabilidad se centra en un flujo de fondos parcial, omitiendo los efectos de Amortizaciones, Impuestos, y de gestión de Capital de Trabajo. - Corrida SimSEE: Se trabaja sobre la SALA (archivos de definición de una corrida) ExpansiónEólica8.ese (R. Chaer, curso SimSEE - 29), modificando los costos variables de generación, adoptando 25 crónicas de simulación (historias posibles). C. Resultados del estudio. Análisis de Rentabilidad Concepto UNITS PROM PROM Ing_Bruto_MDL** USD Ing_Bruto_Ener USD Ing_Act_Ener TCC: 12% USD Ing_Act_Ener TCC: 1% USD Ing_Act_Ener TCC: 8% USD Ing_Act_Ener TCC: 6% USD Ing_Act_Ener TCC: 4% USD Ing_Act_Ener TCC: 2% USD Ing_Bruto_Total USD/MWh Energía MWh Factor de Planta - 28,1% 29,7% 28,8% 28,4% 28,1% 27,8% 27,4% VAN TCC: 12% USD VAN TCC: 1% USD VAN TCC: 8% USD VAN TCC: 6% USD VAN TCC: 4% USD VAN TCC: 2% USD VAN / Inversión TCC: 12% - -29% -8% -19% -25% -29% -32% -38% VAN / Inversión TCC: 1% - -22% -1% -12% -18% -22% -25% -32% VAN / Inversión TCC: 8% - -14% 8% -4% -1% -14% -17% -25% VAN / Inversión TCC: 6% - -5% 18% 5% -1% -6% -9% -16% VAN / Inversión TCC: 4% - 5% 3% 16% 9% 5% 1% -7% VAN / Inversión TCC: 2% - 17% 44% 3% 22% 17% 12% 5% Cuadro 1: Información General En el siguiente gráfico (Gráfico 1) se puede apreciar que la Energía aportada por El Proyecto no tendrá mayores variaciones en función de las diferentes Probabilidades de Excedencia. Por el contrario, en la línea Ingreso_Bruto_Ener, del Cuadro 1, resulta una variación importante de importes, en función de las Probabilidades de Excedencia. Marzo 213 2/5

3 1/5/21 1/8/21 1/11/21 1/2/211 1/5/211 1/8/211 1/11/211 1/2/212 1/5/212 1/8/212 1/11/212 1/2/213 1/5/213 1/8/213 1/11/213 1/2/214 1/5/214 1/8/214 1/11/214 1/2/215 1/5/215 1/8/215 1/11/215 1/2/216 1/5/216 1/8/216 1/11/216 1/2/217 1/5/217 1/8/217 1/11/217 1/2/218 MWh EAC_eolicoPlus Prom Pe.% Pe1.% Pe3.% Pe5.% Pe7.% Pe9.% 5 Gráfico 1: Energía Aportada por el Proyecto Vs. Prob. Excedencia FLUJO PARCIAL UNITS CERO Inversión USD O&M USD MDL USD Residual USD ST Bruto USD FLUJO PARCIAL (cont.) UNITS Inversión USD O&M USD MDL USD Residual USD ST Bruto USD Parámetros Inversión Aerog. USD 2.6 USD/KW-Instalado Pot. Instalada MW 1 Desarrollo de Red USD 51. 3km de red, con un costo de 17,USD/Km Caminería / OC USD 5. Acceso Físico Cargos Uso T&D USD Excento O&M - 3% Inversión - Año Vida Útil Años 15 Residual - 53% Inversión - 8vo. Año / Depreciación Lineal Inversión Total USD/kW Red. Emisiones MDL tonco2/mwh,65 Ver Ref5 - Anexo Ing x Red. Emisiones MDL USD/tonCO2 15 Ver Ref6 - Anexo Costo Cert. Red. Emis. USD 15. Cuadro 2: Información General Marzo 213 3/5

4 USD/MWh VAN (USD) TIR VAN del Proyecto (paramétrico en TCC) TIR del Proyecto ,% % 9,% % 8% 6% 4% 2% 8,% 7,% 6,% 5,% 4,% 3,% ,% Gráfico 2: VAN vs. Prob. Excedencia Gráfico 3: TIR vs. Prob. Excedencia Conclusiones: Escenario de Venta en Mercado Spot: Asumiendo una inversión total de USD/kW-instalado (por todos los conceptos: aerogeneradores, desarrollo de red, etc.), con un gasto de O&M situado en 3% anual (del total de la inversión), El Proyecto resulta de baja rentabilidad, para los casos en los que la Tasa de Costo del Capital se sitúe por debajo del 4%. Considerando que lo usual en operaciones privadas es trabajar con Tasas de Costo de Capital que superen el 8% - 1%, el proyecto no resulta mayormente atractivo. En la medida en que el costo de inversión supere la cifra expuesta, es claro que el proyecto se verá afectado negativamente es su rentabilidad. A modo de ejemplo, el primer proyecto eólico en Uruguay (1MW, en Cerro de los Caracoles) implicó un costo total de inversión de 2.8USD/KW-instalado. Escenario de Venta en Mercado de Contrato: Para el caso de optar por la venta en mercado de Contratos, Analizando el Cuadro 1, el símil rentable de la operación en SPOT (a una TCC<=4%), implica un costo de 131 USD/MWh, para el caso promedio equivalente (ver línea Ing_Unitario, en el Cuadro 1). El Ingreso Unitario resulta de dividir el Ingreso Bruto Total (no actualizado) por la Energía Generada, para cada una de las probabilidades de excedencia. Gráfico 4: Símil de Venta en Contratos Símil de Venta en Contrato Valor Promedio Equivalente = 131 USD/MWh Notas: - Tasa de Descuento: A efectos de resolver el despacho, el SimSEE operó con una Tasa de Descuento país del 12%, la cual es consistente para Tasas de Costo de Capital del orden de la referida cifra. Resulta evidente que la Tasa de Descuento país es una variable que se rige por las leyes del mercado, vinculándose a referencias externas (por ej. Libor), implicando que el 12% asumido puede dejar de ser válido para ciertos rangos de TCC. Marzo 213 4/5

5 - Consideración de Ingresos por concepto de tratarse de un proyecto MDL (Mecanismo de Desarrollo Limpio): Por tratarse de un proyecto de energía renovable que contribuye a la reducción de gases efecto invernadero, puede ser considerado como proyecto MDL. En éste caso, deberá contemplarse tanto los ingresos como los costos asociados a la obtención de los certificados de reducción de emisiones que podrán negociarse en el mercado y producir un ingreso adicional para el proyecto (ver anexo, ref 2). - Sensibilidad a los costos de inversión: Si bien el estudio adopta un costo de inversión de 2.6USD kw (instalado) en aerogeneradores, las referencias en la región resultan en valores que van desde los 1.8USD kw a 2.8USD kw. En la medida que se logren escalas razonables, se reducirán los costos de inversión. A modo de ejemplo, en España el 12,5% de la generación responde a aporte de Aerogeneradores (ver anexo, ref 3). Lógicamente, un mercado como el español dispondrá de costos de inversión inferiores a los de Latinoamérica. - Limitaciones técnicas intrínsecas a proyectos eólicos: El bajo factor de planta (25% - 4%) asociado a la explotación de un emprendimiento eólico afecta su performance ; Partiendo de la dificultad de trabajar con variables aleatorias no almacenables, sumada a la limitación de operación en rangos definidos de velocidades de viento (5-3m/s), implican un aprovechamiento muy pobre de la inversión, en comparación con tecnologías estándares (por ejemplo, generación térmica). A modo de referencia, se estima que 4MW eólicos equivalen a 1MW firmes (ver anexo, ref 7). Referencias: Ref 1: Evolución Económico Financiera, Proyecto de Parque Eólico de 1MW, Octubre 28, Dirección Nacional de Energía y Tecnología Nuclear. Ref 2: Fundamentos Principales del negocio de Bonos de Carbono, Fundación Universitaria para el Desarrollo de la Empresa, Argentina. Ref 3: Balance Eléctrico Diario, en valores año móvil, emitido por Red Eléctrica Española, en fecha el 31 de julio de 29. Ref 4: Evaluación de Energía Eólica: Análisis de Situación y Aspectos Asociados a la Introducción de Mayor Potencia 2MW (MIEM/DNETN, Septiembre 26). Ref 5: CARBOSUR / Proyecto de generación de energía eólica con conexión a la red - Documento para Consulta Pública - Agosto, 28 Ref 6: Curso SimSEE 29, Facultad de Ingeniería, R. Chaer Ref 7: R. Chaer, "Simulation of wind farms on the optimal dispatch policy of uruguayan hydro-thermal electricity system", Encuentro Latinoamericano de Economía de la Energía, ELAEE 29. Santiago, Chile, page mar Advertencia: El autor declina toda responsabilidad derivada de la incorrecta utilización de las informaciones y esquemas reproducidos en el presente documento y no será responsable de eventuales errores u omisiones, ni de las consecuencias de la aplicación de las informaciones o esquemas contenidos en el presente artículo. Marzo 213 5/5