Estimación del beneficio económico de consumidores que instalen generación eólica en sus propios predios en el marco de los decretos 158/012 y 433/012

Transcripción

1 Estimación del beneficio económico de consumidores que instalen generación eólica en sus propios predios en el marco de los decretos 158/012 y 433/012 IV Jornadas Internacionales de Energía Eólica Montevideo, Uruguay 12 y 13 de junio de 2013

2 Unidades de análisis Consumidores de energía eléctrica de las categorías tarifarias GC2, GC3, GC4 y GC5 2

3 Hipótesis más relevantes del análisis Moneda de referencia: dólar estadounidense Tipo de cambio utilizado: 1 US$ = $ 19,82 Tipo de cambio nominal constante Tasa de inflación internacional anual = 2,78 % 3

4 Hipótesis más relevantes del análisis Potencia unitaria del aerogenerador de referencia = 1,8 MW Factor de planta mensual = 35 %, uniforme durante todo el año Vida útil del proyecto = 20 años Valor residual al final nulo 4

5 Hipótesis más relevantes del análisis N aerogeneradores instalados Costo de inversión (US$ 2013/kW)

6 Hipótesis más relevantes del análisis N aerogeneradores instalados Costo de O&M anual por aerogenerador (US$ 2013)

7 Hipótesis más relevantes del análisis Conceptos amortizables = 84 % Costo de O&M se mantiene en dólares constantes durante la vida útil del parque Se consideran los beneficios fiscales del decreto N 354/009 a los efectos del IRAE y los del N 2/12 en relación con el IVA y el IP 7

8 Hipótesis más relevantes del análisis Estructura de capital de la inversión: 30 % fondos propios y 70 % endeudamiento Tasa de interés nominal anual en dólares = 6 % Plazo de amortización del préstamo = 15 años con un año de gracia 8

9 Hipótesis más relevantes del análisis 9

10 Hipótesis más relevantes del análisis Inicio del proyecto: 01/01/2014 Precio de venta de excedentes se mantiene en dólares constantes Potencia contratada en cada tramo horario en el año base: máximo de las potencias máximas medidas en el tramo correspondiente, cumpliendo las condiciones de contratación de potencia de UTE 10

11 Hipótesis más relevantes del análisis Precio medio de la energía del pliego tarifario de UTE de cada categoría tarifaria evoluciona en términos porcentuales igual que la evolución del CAD medio operativo en hidraulicidad media Estructura de cargos de energía por tramo horario constante 11

12 Hipótesis más relevantes del análisis Período Tasa de crecimiento promedio acumulativa anual del consumo (%) , ,5 12

13 Precio de la energía demandada al sistema Cargo por energía Cargo por potencia contratada Cargo fijo mensual Cargo de transición total 13

14 Precio de la energía demandada al sistema Cargo por energía = CAD medio * Factor de pérdidas técnicas del nivel de tensión Cargo por potencia = cargo del pliego tarifario Cargo fijo = cargo del pliego tarifario 14

15 Precio de la energía demandada al sistema El cargo de transición total se calcula de manera que el monto total mensual que el consumidor pagaría por la compra de energía eléctrica en caso de generación nula, sea igual en condiciones promedio, al que resulta de aplicar la tarifa Grandes Consumidores correspondiente 15

16 Precio de la energía demandada al sistema Costo de transición total = costo de transición unitario * (1,3 * potencia contratada punta + 1 * potencia contratada llano + 0,45 * potencia contratada valle) 16

17 Precio de la energía demandada al sistema Costo de transición unitario ct= constante * (precio medio de la energía de pliego UTE ct CAD medio * FP) ct = categoría tarifaria Constante = 730 * (1/(1, ,45)) * Factor utilización ct 17

18 Precio de la energía entregada al sistema Precio más bajo de las ofertas adjudicadas en el último procedimiento competitivo de compra de energía de fuente eólica* FP Categoría tarifaria Precio venta (US$ 2013/MWh) GC2 70 GC3 68,2 GC4 68,2 GC5 67,4 18

19 Variable objetivo Beneficio = (costo consumo UTE sin decreto costo consumo UTE con decreto) + ingreso por venta de excedentes costo de generación de la energía eléctrica con el parque eólico 19

20 Roles del nuevo actor Consumidor energía UTE Consumidor de energía autogenerada Vendedor de excedentes 20

21 Beneficio como consumidor de energía de UTE B = Consumo de energía de UTE * (precio medio de la energía de pliego UTE CAD medio * FP) Costo de Transición 21

22 Beneficio como consumidor de energía autogenerada B = Consumo de energía autogenerada * (precio medio de la energía de pliego UTE costo de generación de energía consumida) 22

23 Beneficio como vendedor de excedentes a UTE B = Excedentes energéticos* (precio de venta del excedente costo de generación del excedente) 23

24 Metodología del análisis El costo de oportunidad generado por la mayor demora en la implementación de los proyectos con potencia instalada mayor a 10 MW, debido a las autorizaciones ambientales requeridas, con respecto a los de potencia menor, implica que para la escala de consumidores analizados en este estudio, el rango óptimo de potencia a instalar sea entre 1,8 MW y 9 MW, o sea una cantidad de aerogeneradores a instalar entre 1 y 5 24

25 Metodología del análisis Se calculóla TIR de cada consumidor asumiendo que se adhiere al marco normativo, agrupados por categoría tarifaria Se analizó la correlación de la TIR con las diferentes variables involucradas en el análisis 25

26 Metodología del análisis Variables con mayor correlación positiva con la TIR: Factor de utilización anual del consumidor = relación entre la energía consumida anual y la potencia máxima medida promedio en el año Precio medio de la energía pagado a UTE durante la vida útil del proyecto 26

27 Metodología del análisis Se analizó para cada categoría tarifaria el beneficio económico de ciertos casos de referencia según los valores de las variables de mayor correlación con la TIR 27

28 Metodología del análisis En el caso de las categorías GC2 y GC3 se construyeron dos grupos de consumidores: uno caracterizado por valores del factor de utilización y del precio medio de la energía mayores que el promedio de la categoría, y otro con valores menores al promedio 28

29 Metodología del análisis En el caso de las categorías GC4 y GC5 debido a la poca cantidad de consumidores que las integran y a la gran dispersión del comportamiento del consumo de los mismos, se analizó la viabilidad económica de los diferentes casos reales 29

30 Resultados del análisis: GC2 Factor de utilización promedio = 52,9 % Precio medio de largo plazo de la energía demandada a UTE promedio = US$/MWh 101,2 30

31 Resultados del análisis: GC2 Comportamiento promedio del caso más favorable: Consumo en el año base = kwh Potencias contratadas en el año base: Pp = 665 kw / Pll = 681 kw / Pv = 681 kw Potencia instalada = kw 31

32 Resultados del análisis: GC2 TIR = tasa interna de retorno nominal anual en dólares después de impuestos Costo de inversión (US$ 2013 /kw) TIR (%) , ,2 32

33 Resultados del análisis: GC3 Factor de utilización promedio = 52,6 % Precio medio de largo plazo de la energía demandada a UTE promedio = US$/MWh 95,7 33

34 Resultados del análisis: GC3 Comportamiento promedio del caso más favorable: Consumo en el año base = kwh Potencias contratadas en el año base: Pp = kw / Pll = kw / Pv = kw Potencia instalada = kw 34

35 Resultados del análisis: GC3 Costo de inversión (US$ 2013 /kw) TIR (%) , , ,2 35

36 Resultados del análisis: GC4 Caso más favorable: FU = 75,1 % Precio medio de largo plazo = US$/MWh 92,59 Potencia instalada = kw 36

37 Resultados del análisis: GC4 Costo de inversión (US$ 2013 /kw) TIR (%) , , ,9 37

38 Resultados del análisis: GC5 Casos favorables con potencia instalada = kw, ordenados por conveniencia económica: FU = 98,8 % y Precio med lp= US$/MWh 88,4 FU = 95,8 % y Precio med lp= US$/MWh 87,7 FU = 88,6 % y Precio med lp= US$/MWh 88,3 38

39 Resultados del análisis: GC5 FU = 88,6 % y Precio med lp = US$/MWh 88,3 Costo de inversión (US$ 2013 /kw) TIR (%) , , ,4 39

40 Consideraciones para analizar la TIR de los proyectos estudiados Es una rentabilidad de largo plazo 20 años Evaluación del riesgo de los proyectos La TIR no recoge beneficios para el consumidor que no se refieran a la autogeneración de energía eléctrica para el consumo y la venta de excedentes de energía eléctrica 40

41 Factores críticos de la conveniencia económica del proyecto Factor de planta del predio Costo de inversión del parque eólico Factor de utilización en el consumo Precio medio de la energía consumida del sistema 41

42 Factores críticos de la conveniencia económica del proyecto Rentabilidad de proyectos alternativos de la empresa Percepción de riesgos del negocio 42

43 Aspectos relevantes a considerar para analizar un caso concreto Incorporar una curva de generación eólica adecuada al predio del emprendimiento Estimar la potencia a contratar óptima 43

44 Muchas gracias por su atención 44