PROYECTO ELECTRICIDAD GRATIS EOLICA VERTICAL

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1 PROYECTO ELECTRICIDAD GRATIS EOLICA VERTICAL Hoy en día, la energía eólica se está convirtiendo en una parte integral de la matriz energética global. Debido a los desafíos paralelos de un continuo aumento de la demanda de energía y la idea de que la producción de energía debe ser sostenible, la energía eólica - es una fuente de energía renovable - se espera que crezca rápidamente. Para facilitar esa ampliación, los gobiernos de todo el mundo han decidido las metas nacionales ambiciosas para la producción de energía eólica. Sin embargo, hasta la fecha, la producción de energía eólica ha sido cuestionada por una serie de desafíos comerciales, administrativos y tecnológicos. La energía eólica terrestre se ha expandido rápidamente, pero se ve obstaculizada, entre otras cosas, por las condiciones de viento óptimas y procesos licencia largos, que a menudo son seguidos por las apelaciones, por lo que el riesgo y costo aumentan significativamente. En alta mar, donde las condiciones de viento son significativamente mejores que, fabricantes y desarrolladores de energía en tierra han sido limitados por la profundidad del agua y las condiciones del fondo marino adecuado para instalaciones de parques eólicos inferior montados. Más, los costos de instalación, servicio y mantenimiento de parques eólicos inferior montados han demostrado ser importantes. Para habilitar los servicios públicos y desarrolladores para basar sus decisiones en las instalaciones de energía eólica marina en condiciones favorables de viento en lugar de las profundidades del agua y las condiciones del fondo del mar, el aumento de interés y los recursos están dirigidos al desarrollo de plataformas flotantes para la escala de la producción de energía eólica marina de gran tamaño. Hoy en día, es ampliamente aceptado que la producción de energía eólica marina se está moviendo hacia aguas más profundas lejos de la costa, creando una demanda creciente de plataformas flotantes. BIOD2-LMG se dedica a tomar el papel principal en el diseño de las plataformas flotantes de última generación para la producción de energía eólica marina eficiente, flexible y rentable LA TECNOLOGIA: La tecnología que aplicamos en BIOD2-LMG para la producción eólica de gran escala es, al contrario que el resto de los conceptos actuales horizontales, está basado en la tecnología de la construcción eolica vertical. Mediante el uso de las ventajas de la tecnología de la construcción naval, BIOD2-LMG puede diseñar estructuras flexibles que son a la vez una mayor escala, más estable y más adecuado para hacer frente a los retos específicos de los ambientes que cobijaran a estas granjas eólicas verticales a costes muy inferiores, a los que en otras granjas se están desarrollando actualmente.

2 La granja BIOD2-LMG, cuyos materiales de construcción están cubiertos por la capa protectora externa compuesta del sistema de pintura antifouling, que prepara además a los equipos para abordar con eficacia la corrosión, las vibraciones y los factores de fatiga. El tamaño y la estabilidad de los equipos de la granja BIOD2-LMG disminuye la estructura de costes, haciendo a esta opción como altamente competitiva. Al aumentar el efecto instalado por volumen de metales (hasta tres (3) equipos por torre) disminuyendo el costo de montaje de grandes estructuras, hacen que los costos de inversión a su vez, pueden ser menores que los tradicionales. Al permitir que el personal de servicio y mantenimiento accedan a la unidad de generación reduciendo el tiempo del trabajo, aumenta el número de unidades con operación constante y acortando en varias horas la duración de las paradas, con lo que se reducen al mínimo los costos de operación y pueden ser reducidos en mayor proporción con el paso del tiempo. Único para la tecnología de plataforma de BIOD2-LMG también es el sistema de anclaje al suelo. El eje central de Los aerogeneradores de la unidad generadora de BIOD2-LMG, en su parte superior contiene una veleta dirigida por lo tanto siempre se enfrentan al viento en una configuración optimizada, lo que aumenta significativamente la eficiencia de la producción de electricidad. BIOD2-LMG en conjunto con H.J.Bastan SL, una empresa de diseño y proyectos Española y en especial en el desarrollo de la ingeniería para GRANDES EQUIPOS MULTIPLES de producción de energía eólica VERTICAL. BIOD2-LMG y en especial esta Empresa HJB, asimismo ofrece servicios y desarrolladores de todo el mundo de forma eficiente, flexible y rentable de gestionar y utilizar el poder de la energía eólica en su máximo potencial. OBJETIVO: El objetivo del proyecto es el desarrollo de un aerogenerador fiable, de fácil instalación en sobre su basamento y el uso de varias unidades en una misma torre. De bajo coste de mantenimiento, además de respetuoso con el medio ambiente y las aves, y además ocupando menos espacio que unidades únicas. Apuntes de Prefactibilidad Estudio técnico-financiero Construcción GRANJA EOLICA VERTICAL RESUMEN: El objetivo del trabajo era analizar, desde un punto de vista financiero, las diversas soluciones técnicas para un emplazamiento tipo en el litoral español. Se examinó exhaustivamente los elementos que intervienen en el diseño, construcción, instalación, operación, mantenimiento y desmantelamiento de dicha infraestructura, optando por aquellas soluciones que estimamos óptimas tanto técnica como económicamente. Además se analizaron todos aquellos aspectos referentes a los temas necesarios para dar el soporte logístico al parque. Para ello se plantearon diversos escenarios, considerando equipos verticales de nueva construcción, estudiando el impacto que representan las distintas opciones en la totalidad de los costes y de esta forma poder definir la viabilidad del parque. EL PARQUE Análisis y selección de los aerogeneradores. Para situar un aerogenerador en este emplazamiento no necesitamos recurrir a una solución pilotada como es habitual en los parques eólicos de Europa. Como primera opción, hemos pensado en soluciones mas rentables y económicas, no obstante, se ha de tener presente las peculiaridades de un equipo de tres aerogeneradores de 60kW c/u cuyas características se detallan a continuación.

3 LAS DIMENSIONES APROXIMADAS GENERALES (EN ESTUDIO DE EQUIPOS) MODELO EXAWIND-014/1,8/60 Diámetro turbina 13,8 m. Altura máxima 15 m. Potencia (30+30) 60 Kw. Normativa Nivel 1 de UNE-EN (hasta 150Km/h) Funcionamiento Velocidad arranque de viento 4,5 m/s Potencia nominal (30+30) 60 Kw. Alcance de potencia nominal a 11-15,5 m/s ( km/h) Velocidad de corte de viento 45 m/s (162 Km/h) Rango de temperatura -40º C a +50º C Turbina Área de barrido 114 m3 Nº de brazos Seis Nº de velas por brazo 6 Velocidad de rotación nominal 20 Nivel sonoro máximo 45 db Orientación de velas Por orientación mecánica de la veleta Regulación de potencia Electrónica por cambio orientación velas Vibraciones No se conocen Transmisión de potencia Multiplicador Lubrificación mecanismos y velas Sistema orientación Tipo Transmisión Respuesta a cambio dirección viento Sistema de frenado Generador Tipo Inversor y generadores montados en la base del aerogenerador. Corona dentada en turbina y multiplicador directo al generador. Circuitos de engrase automático mediante bombas lubricadoras con temporizadores Veleta Rotor de transmisión mecánica al actuador lineal de cada línea de velas accionado por la veleta. Instantánea Por orientación mecánica de la veleta 2 generadores Síncronos imanes permanentes de 30 kw Uds. por corona 2 generadores Voltaje nominal 380 v. trifásico Torre Altura mástil 12 m. Diámetro 0,5 m. Material Acero Galvanizado Longitud de tramo 6 m.

4 MEDIDAS DE LA UNIDAD Coste aprox. Unidad 3 equipos por torre: Euros (*)

5 Diseño Exclusivo HJ BASTAN SL PARA MAYOR POTENCIA: EQUIPOS EXAWIND 050/076 TECNOLOGÍA DEL PARQUE Análisis y selección de los aerogeneradores. Para situar un aerogenerador en este emplazamiento no necesitamos recurrir a una solución pilotada como es habitual en los parques eólicos de Europa. Hemos pensado en soluciones mas rentables y económicas, no obstante, se ha de tener presente las peculiaridades que añade una carga tan especial como un equipo de varios aerogeneradores de 1,5 MW c/u cuyas características se detallan a continuación.

6 EQUIPOS EXAWIND-050/4/680 kw EXAWIND-076/4/1,5 mw Diámetro turbina 56 m. 77 m. Altura máxima 43 m m. Potencia 680 kw. por turbina 1,5 MW por turbina Normativa Funcionamiento Velocidad arranque de viento Nivel 1 de UNE-EN (hasta 150km/h) Nivel 1 de UNE-EN (hasta 150km/h) 4,5 m/s (16,2 km/h) 5 m/s (18 km/h) Potencia nominal 680 kw. por turbina 1,5 MW por turbina Alcance de potencia 13.5 m/s (48 km/h.) m/s (50 57 km/h) nominal Velocidad de corte de 45 m/s (162 km/h) 45 m/s (162 km/h) viento Rango de temperatura -30º C a +50º C -30º C a +50º C Turbina Área de barrido 3,940 m3 7,260 m3 Nº de brazos Seis Seis Nº de velas por brazo Velocidad de rotación 16 vueltas 16 vueltas nominal Nivel sonoro máximo 45 db 45 db Orientación de velas Mecánico por orientación electrónica de la veleta Mecánico por orientación electrónica de la veleta Regulación de potencia Conexión y desconexión de generadores en cascada y convertidor regenerativo con software especifico. Conexión y desconexión de generadores en cascada y convertidor regenerativo con software especifico. Vibraciones No se conocen No se conocen Transmisión de potencia Multiplicador Lubrificación mecanismos y velas Corona dentada de gran diámetro en turbina, transmisión hasta el suelo y multiplicador directo al generador. Circuitos de engrase automático mediante bombas lubricadoras con temporizadores Corona dentada de gran diámetro en turbina, transmisión hasta el suelo y multiplicador directo al generador. Circuitos de engrase automático mediante bombas lubricadoras con temporizadores Sistema orientación Tipo Veleta con encoder de posición Veleta con encoder de posición Transmisión Rotor de transmisión mecánica al actuador lineal de cada línea de velas Rotor de transmisión mecánica al actuador lineal de cada línea de velas accionado por motor-reductor eléctrico accionado por motor-reductor eléctrico orientado por el encoder de la veleta. orientado por el encoder de la veleta. Respuesta a cambio dirección viento Instantánea Instantánea

7 Sistema de frenado Por aumento de generación de potencia. Conexión progresiva de los generadores en cascada. Variación electrónica diagrama orientación de las velas. Por aumento de generación de potencia. Conexión progresiva de los generadores en cascada. Variación electrónica diagrama orientación de las velas. Generador Tipo Síncrono de imanes permanentes con convertidor "Full Power Concept" Síncrono de imanes permanentes con convertidor "Full Power Concept" Uds. por corona 1 generador de 680 kw. ó 2 de 400 kw. 1 generador de kw. o 2 de 800 según necesidades. kw. según necesidades. Voltaje nominal 230/400 v 315/400 V Torre Altura mástil m. según necesidades del terreno m. según necesidades del terreno Diametro 5 m. 8 m. Material Acero Acero Longitud de tramo 10 m. 10 m. Offshore Base Plataforma semi-flotante con pies retráctiles. Plataforma semi-flotante con pies retráctiles. Extras y accesorios Posibilidad de combinar con sistema Power-Flow Posibilidad de combinar con sistema Power-Flow COSTES PARA ESTOS MAS POTENTES: (CONSULTE POR FAVOR) (**) OTROS : NOTA: Son ideales para la implantación en el mar debido a la menor cimentación, la posibilidad de montar la turbina a nivel del agua para subirla después automaticamente por el mástil, y has tres unidades en el mismo mástil. La ventaja de estos aerogeneradores sobre los similares de eje vertical es el giro constante de las velas de cada brazo para conseguir la mayor resistencia al sentido de dirección del viento y la menor resistencia a contraviento. La turbina de estos aerogeneradores consta de seis brazos con un número de velas diferente en cada modelo según la superficie deseada según velocidad del viento de la zona y potencia requerida. Su construcción permite ampliarlos incluso después de estar instalados. Al no disponer de largas aspas como en los aerogeneradores de eje horizontal el transporte y el montaje en obra se reduce permitiendo incluso instalarlos en parajes de difícil acceso. Respetuosos con el medio ambiente. Es el mayor argumento de interés por el respeto con las aves. Estas no son sorprendidas por el corte de las aspas. Silenciosos. Al no cruzarse las aspas con la torre vertical la turbina carece de vibraciones y ruido. Este aerogenerador tiene más mecanismos que cualquier molino de eje horizontal. Los brazos con las velas en continua rotación, los mecanismos de orientación, etc. Esta complejidad se compensa por las superiores prestaciones y ventajas sobre los otros Aerogeneradores. Para mantener su alto nivel se construye con los componentes más adecuados para garantizar una larga vida de trabajo con en mínimo mantenimiento. La turbina se construye en aluminio anti-corrosivo o en fibras de aleación de poliéster. Las velas también son de fibra, los rodamientos son inoxidables y en algunos modelos la torre o mástil también es de este material anti-oxidante para soportar cualquier inclemencia sin envejecer. En algunos modelos, cada aerogenerador Exawind puede montar más una turbina por mástil. Cada una de ellas contiene un solo generador varios generadores. Estos generadores van controlados por un PLC que los conecta o desconecta según la velocidad de viento. Cuando el último llega a la potencia máxima se conecta el siguiente o viceversa. De esta forma conseguimos una presión y velocidad constante de la turbina, mejorando el rendimiento según la velocidad de aire del momento. Este sistema simplifica en

8 mantenimiento post venta y no perjudica a todo el aerogenerador en casos de mantenimiento o avería. La potencia del conjunto de turbinas va gestionada por el mismo inversor de salida o igualmente pueden montarse inversores independientes para facilitar el mantenimiento. Cada turbina del aerogenerador Exawind está compuesta de dos brazos riostrados de perfil especial de aluminio fabricado a medida paracada modelo. Incluso después del montaje en obra, estos brazos pueden ser alargados añadiendo velas para mejorar el rendimiento si la velocidad de viento estimada no fuera real o simplemente para aumentar potencia. La ventaja de montar generadores pequeños en cadena facilita este aumento de prestaciones. La superficie de un aerogenerador convencional de eje horizontal se calcula por el área de barrido de la circunferencia de las aspas, no por la superficie de estas. La diferencia entre un aerogenerador de una a tres o cuatro aspas radica solo en la velocidad y las vibraciones de este. En el aerogenerador Exawind se ha comprobado en cálculos y pruebas de campo que la superficie útil son los metros cúbicos de la parte de presión real del cilindro que genera el movimiento de la turbina. Aerogenerador Exawind de turbina horizontal Patentado por J. Bastán con sistema compensador de resistencia al viento. Este aerogenerador abre un mundo de posibilidades en las aplicaciones de energía eólica. Objetivo: El objetivo del proyecto ha sido el desarrollo de un aerogenerador fiable, de fácil instalación en aplicaciones terrestres, sobre cubierta en edificios y off Shore. De bajo coste de mantenimiento, además de respetuoso con el medio ambiente y las aves. Descripción: Turbina de eje vertical de superficie variable en todo el diagrama de rotación. La elección de eje vertical permite aprovechar la fuerza de Coriolis. El giro de la turbina sobre un eje vertical causa el efecto giroscopio (igual a la peonza) proporcionándole el propio equilibrio sobre su base. Esta propiedad reduce los costes de cimentación y facilita su instalación sobre plataformas. Las velas de cada brazo giran sobre su propio eje orientándose en todo el diagrama de giro para ofrecer la resistencia óptima en el meridiano de presión y reducir la superficie en su avance a contraviento. Las dimensiones de la turbina de cada aerogenerador Exawind dependerán de la potencia del generador eléctrico y la velocidad de viento media de la zona. Cada turbina del aerogenerador Exawind está compuesta de dos brazos riostrados de perfil especial de aluminio fabricado a medida para el proyecto. Incluso después del montaje en obra, estos brazos pueden ser alargados añadiendo velas para mejorar el rendimiento y

9 productividad de la inversión. Ventajas: - Silencioso. La turbina no se cruza con el mástil. En los aerogeneradores de eje vertical las aspas hacen ruido cada vez que pasan por delante de la torre. - Sin vibraciones. Por la misma causa la turbina de eje vertical carece de vibraciones. - Respetuoso con las aves. Las aves no son sorprendidas por el corte del aspa, al nivel de turbina ven una pared o reja de frente. Este aerogenerador está bien considerado por los defensores de medio ambiente. - Fácil fijación. No necesita grandes refuerzos por equilibrarse por compensación de fuerzas. - Facilidad de transporte y montaje. Todas las piezas del aerogenerador son ensamblables a pie de obra. Los brazos de las turbinas son de varios tramos en contra de las aspas de un aerogenerador de eje horizontal. - Menor altura total. El giro horizontal de la turbina permite reducir la altura de la torre y la altura máxima penalizada en un aerogenerador de eje horizontal. - Posibilidad de montar varias turbinas en un mismo mástil. - Facilidad de mantenimiento. La turbina se desliza hasta el suelo para facilitar el mantenimiento. - Instalación del generador electrico en la base del aerogenerador. Tambien permite montar más de un generador electrico por turbina para aprovechar las diferentes velocidades de las rachas de viento. Aumento de rendimiento por m 2 de superficie SOBRE LA SOCIEDAD PROPIETARIA DEL PARQUE: Sociedad tipo creada para promoción del parque. 50 % Socios Fundadores 50 % Socio Capitalista El socio capitalista aporta el 50 % del presupuesto.

10 Beneficios/atractivo: -> Empresa adquiere deuda con el accionista del 9% a 20 años de cantidad invertida -> Propiedad 50 %: dividendos, futura continuidad, propiedad activo, capacidad de decisión, capacidad de veto. Atraer inversores Hacer atractivo el negocio Mantener gestión Posición fuerte en el mercado Realismo Financiación. Socio capitalista 10 Mill. - (47.5%) 9% rentabilidad anual 20 años deuda tipo empresa con accionista Financiación externa 10 Mill. 5% interés anual fijo (swap en futuros) (47.5%) Socio Fundador : (este humilde servidor) con 5% del Capital total (*) ( ya incorporado en los pasos previos, factibilidad y diseño del proyecto, estudios, y costes varios) Sistema francés pagos fijos 18 años 1 año de carencia DESARROLLO: Financiación del parque El primer y más laborioso capítulo del proyecto ha sido la elaboración del diagrama total de costes. Esto es debido a nuestro criterio de implementar valores lo más reales posibles, y por tanto sacados de un sondeo del mercado y la colaboración de las diversas empresas consultadas. La variación del valor del dinero en el tiempo la hemos tenido en cuenta del siguiente modo: Actualización anual de los valores a partir de 2014 del 2%. En el periodo de instalación no se actualiza el valor del dinero debido a que los contratos están cerrados en sus cuantías con las diferentes empresas. Los sueldos de los socios fundadores tiene un crecimiento anual del 5%. En la tabla cash flow se han imputado los desembolsos descritos en el capítulo de costes de acuerdo a las fechas establecidas en la planificación. Junto con la inflación antes mencionada quedan claros los pagos a realizar en la vida del parque. Para explicar la financiación y los niveles de ingresos requeridos, partiremos de un precio de kwh que fije unos niveles de financiación necesarios. Este precio es 0,14 /kwh. Es algo alto para el año 2013, ya que el tope fijado por el gobierno con la prima estaba en 0,17 /kwh, pero se considera realista ya que es un valor para todo el período con la simple variación del IPC menos el 0,5% (el precio de la electricidad crece menos que el IPC por ley), y el mercado de la producción energética que en los próximos 20 años puede crecer fácilmente. Los ingresos de la empresa promotora provienen de: 1. Aportación socios fundadores euros 2. Aportación socio capitalista 10 Mill. euros 3. Financiación externa bancos 10 Mill. euros 4. Subvenciones en materia de I+D+i euros Este diseño de financiación se ha elaborado con los siguientes criterios: Financiación vía Project Finance : los ingresos generados por el propio proyecto cubren la devolución del préstamo. La financiación externa tiene el mismo volumen que la aportación del socio capitalista (apalancamiento del 50%). Esto es muy importante para atraer a los bancos a un proyecto como este. Con la situación financiera actual, si no hay riesgo compartido de modo que el banco no sea el que más arriesga en la operación es inviable pensar en una concesión de préstamo. Los socios fundadores hacen una aportación simbólica que muestra también su compromiso con el proyecto. Conseguiremos más subvenciones públicas, aparte de la prima en el kwh, siempre enfocadas a I+D+i, formación de empleados en energías renovables, etc., y por ello hacemos esa partida para que conste en los libros.

11 Esta es la financiación necesaria con la tarifa de 0,14 /kwh establecida como base. En las conclusiones hacemos varios escenarios con variaciones en las tarifas y algunos de los costes, de modo que podremos ver la gran variación de los números según la situación del mercado eléctrico. Ingresos provenientes de la generación de energía eléctrica, /kwh El parque eólico genera ingresos únicamente mediante la venta del kwh a la compañía distribuidora a un precio pactado de antemano. Con el dinero que así se genera, es necesario cubrir los gastos de operación, y ser capaces de devolver la financiación prestada en el plazo de tiempo establecido, y además cumplir con el coste de inversión que como promotores tengamos establecido. Como está expuesto en el capítulo de Análisis Jurídico, la Administración a iniciativa privada saca a concurso una zona en el Mar Territorial, de modo que el promotor que presente un proyecto de parque con una producción de potencia mayor y un precio de kwh más razonable, a la vez que tenga viabilidad técnica, será el adjudicatario. Así, el proyecto se presenta en disposición de analizar cuál es nuestra cifra mínima de kwh para entrar en el concurso, y a partir de la cual no nos interesa ganar el proyecto. Este precio de kwh cubrirá los pagos y devoluciones de préstamos desarrolladas a continuación. El precio de kwh base tomado es de 0,14 /kwh (incrementado anualmente con el IPC general para todo del 2% menos un 0,5%, es decir un crecimiento anual del 1,5%). No obstante al final vamos a ilustrar diversos escenarios con variaciones en el kwh y otros más para sacar conclusiones interesantes. Socio capitalista Nuestro socio capitalista ha entrado en el proyecto aportando una gran cantidad de dinero, y hemos conseguido que así lo haga mediante un proyecto técnicamente viable, operativo, y además con una rentabilidad determinada: 9 %. Además el socio capitalista va a formar parte de la empresa promotora en un 50%, de modo que tendrán la mitad de los dividendos, y capacidad plena de decisión aunque no de tomar unilateralmente medidas sobre el parque. Consideramos que estas dos coyunturas tienen atractivo suficiente para conseguir que el socio capitalista se lance con la promotora a la aventura del offshore en la costa española. En las tablas financieras se retira directamente la parte contractual del 9 % de la inversión del socio capitalista, como si fuera un préstamo a devolver por la empresa, con las condiciones de sistema francés, 9% de interés anual, y un solo pago. Duración de 20 años. Faltaría negociar el nivel de participación en la gestión diaria del parque por parte del socio capitalista, así como los campos en que podría ponernos en situación ventajosa a la hora de negociar todos los contratos involucrados. Está claro que una gran empresa multinacional tiene gran fuerza de negociación empresarial. La empresa promotora del parque Como hemos introducido en los puntos anteriores, la empresa tendrá la siguiente composición: 95% Socios capitalista, que es una gran empresa multinacional del sector energético + Un banco (47,5% cada uno) 5% Socios fundadores (BIOD2-LMG) La empresa toma las aportaciones de los socios fundadores y del socio capitalista y acomete este gran proyecto junto con la financiación externa conseguida. Adquiere por tanto unas obligaciones, que son: Devolver la financiación externa en las condiciones pactadas Devolver la inversión del socio capitalista con un interés del 9% Repartir los dividendos generados tras impuestos, reservas y coyunturas circunstanciales en proporción a la composición de la empresa. Esto ha de llevarse a cabo con la cifra de kwh pactada con la empresa eléctrica distribuidora y con la prima del estado. La cifra tomada como base es de 0,14 /kwh, y a partir de ahí simularemos unos escenarios. La empresa en su vida de operación del parque será la personalidad jurídica que contratará con todos los suministradores e ingenierías que componen el proyecto, será la imagen ante

12 Administración pública y mercado energético, y estará gestionada principalmente por los socios fundadores. Dejamos sin definir el acuerdo a alcanzar para o bien desmantelar el parque pasados los años de explotación o continuar la aventura energético/marina en las condiciones técnicas y operativas que lo hiciesen viable. Financiación externa Entidades bancarias Como hemos introducido al principio, pensamos conseguir una financiación externa por valor de 10 millones de euros. El crédito que vamos a negociar con los bancos tiene las siguientes características: 5 M en el año M en el año 2014 Condiciones de ambos préstamos: Devolución en 18 años. Los bancos exigen finalización antes de la vida del proyecto. Carencia de un año Interés del 5% anual, cerrando un Swap en el mercado de futuros para que sea un constante. Pagos trimestrales de devolución. Estas condiciones son bastante ajustadas a la realidad, y para que el banco se lance a la financiación del proyecto nos basamos en los siguientes puntos Cash Flow durante la vida del proyecto. La entidad bancaria quiere estar segura de que los pagos se harán sin problemas, y el flujo de caja puede soportarlos. Concretamente esto se visualiza con el ratio cobertura de servicio de la deuda, el cual nos da la proporción entre flujo de caja disponible para el pago de la deuda y el servicio propio de la deuda. Es normal exigir entre un 1,25 y un 1,10. En los puntos siguientes, se ilustra este ratio, que nos sale satisfactorio. Para asegurar un interés constante en el tiempo reservamos una posición en el mercado de futuros, un swap, para considerar un 5% anual durante toda la vida de operación. Partida de Seguros en el Cash Flow de 2 millones anuales de prima. Una amplia cobertura de seguro es fundamental para que los socios e inversores tengan su inversión segura, y más que en otros proyectos debido al componente pionero de esta tecnología. Esta es la financiación diseñada para el parque, que está íntimamente unida al tipo de sociedad creada, al reparto de responsabilidades, y al cash flow generado. INGRESOS. Nota: En España funciona el sistema de primas o de feed in tariff, que consiste en que las empresas ceden la electricidad al sistema y perciben a cambio una tarifa fija durante un periodo de tiempo determinado. Actualmente, el sistema retributivo se rige por el Real Decreto 661/2007, que ofrece dos opciones: -Una tarifa fija de 79,084 /MWh. -Una prima variable a la que se suma el precio final del mercado, con un techo o cap de 91,737 /MWh, un suelo o floor de 76,975 /MWh y una prima de referencia de 20,142 /MWh. Este sistema de feed in tariff es considerado por la Comisión Europea como el más eficiente para las energías renovables de los que existen en Europa en la actualidad. - Ratio de Cobertura de Servicio. Aprox /MWh Deuda con accionista + préstamo bancario Rentabilidad de la Inversión VAN. TIR = 6,6 % 140 /MWh Payback: 9 años Sensibilidad ante precio por kwh. Curva de aprendizaje Tecnología joven, pero factible.

13 Enorme campo desarrollo que disminuya costes. Inversores: mercado no desarrollado, pero no mercado utópico Atractivo para el sector marítimo europeo -> Factor vertical > La mínima para que haya inversión privada -> Equivalente a inversión en desarrollo tecnológico/investigación -> Inversión estratégica nacional: plan de energía -> Revisión permanente para que no se convierta en beneficios -> No es una inversión financiera; generación de PIB real. Legislación moderna, flexible y bien cimentada Conclusiones finales. 1) Inversión prevista para el periodo 2014/2024 La inversión en Investigación, Desarrollo e Innovación (I+D+i) es un pilar fundamental para el mantenimiento de la competitividad del Sector Eólico Español, y necesaria para ofrecer un producto de calidad diferenciado que permita a la industria española mantenerse a la vanguardia tecnológica del sector. La estrategia a seguir en este sentido se establece a nivel de la Unión Europea por el Plan Estratégico en Tecnologías Energéticas (SET Plan), que representa la herramienta principal para el desarrollo de la política energética. El objetivo de este plan es identificar diferentes tecnologías económicamente viables para la generación de energía limpia e invertir en su investigación y desarrollo. El SET Plan, a través de la Iniciativa Europea Eólica, otorga un papel clave al desarrollo de la energía eólica e identifica los siguientes objetivos principales: Aumentar la competitividad de la energía eólica. Aprovechar el potencial de la eólica offshore. Facilitar la integración en la red de la potencia eólica. Para la investigación y desarrollo en estos campos, la Iniciativa Europea Eólica prevé una inversión de millones de para los años Una parte muy relevante de estos recursos se centra en el desarrollo de la energía eólica offshore, con el fin de que ésta participe en el sector con 40 GW (17% del total de la eólica) en 2020 y con 150 GW (38%) en 2030, a nivel europeo. Apoyada por el marco europeo de investigación y desarrollo que establece el SET Plan en esta materia, la industria eólica española muestra una clara voluntad de seguir invirtiendo en I+D+i. El esfuerzo de la industria eólica española en I+D+i durante el ejercicio 2011 fue de 118 millones de (el 7,25% de la contribución sectorial al PIB, frente al 1,35% 10 que representa la I+D+i total sobre el conjunto del PIB español), que además se ve reflejado en la amplia participación de las empresas eólicas españolas en proyectos europeos de investigación y desarrollo (de los que son las principales promotoras), así como en iniciativas promovidas a nivel nacional. 10 Fuente: Instituto Nacional de Estadística 2) Valoración de la moratoria del RDL 1/2012 Durante los últimos años, el Sector Eólico se ha visto afectado por la inestabilidad regulatoria derivada de la inexistencia en el medio plazo de un modelo retributivo para la energía generada. Esta situación se ha complicado con la publicación a principios de 2012 del Real Decreto-ley 1/2012, de 27 de enero, por el que se procede a la suspensión de los procedimientos de preasignación de retribución y a la supresión de los incentivos económicos para nuevas instalaciones de producción de energía eléctrica a partir de cogeneración, fuentes de energía renovables y residuos: dicha norma paraliza el desarrollo de nueva potencia eólica en España para los próximos años. En este apartado del documento, se evalúa el impacto económico negativo que se derivaría de la paralización de la potencia eólica en cada una de las regiones de España. Dicho análisis se realiza de acuerdo con el siguiente método:

14 1. Se considera a efectos de evaluar el impacto económico derivado de la normativa la potencia eólica objetivo en cada una de las Comunidades Autónomas, establecida en sus planes de desarrollo. En caso de que no exista dicho plan, se considera la potencia comprometida en los concursos eólicos celebrados. Esto supone que la suma de la potencia total objetivo de las comunidades autónomas sería de MW, siendo ésta superior a la recogida en el PER , de MW. No se ha tenido en cuenta la potencia offshore recogida en el PER Se ha considerado que se instalaría toda la potencia eólica inscrita en el Registro de Pre- Asignación y pendiente de entrada en servicio a diciembre de 2011 (1.777 MW), además de los MW ya instalados en España en esa fecha. 3. Se ha supuesto que no se construiría ningún MW de potencia adicional a lo registrado en el Registro de Pre-asignación. 4. Para el año 2020, se ha calculado para cada una de las Comunidades Autónomas el volumen de inversión que no se desarrollaría, la pérdida de contribución al PIB y al empleo nacional. 5. Se ha considerado que: - La inversión media por MW instalado durante el periodo sería de 1,05 millones de (en Canarias sería de 1,15 millones de por MW). - La contribución al PIB nacional por cada MW instalado durante ese periodo sería de (en Canarias sería de por MW). - El número de personas año equivalentes empleadas en España para la puesta en marcha de un MW (fabricación de equipos y componentes, y construcción) sería de 4,7. Conclusiones Ámbito Técnico. Consideraciones técnicas y medioambientales. Los retos tecnológicos son múltiples y desde luego subsanables. Las soluciones flotantes añaden una serie de efectos que requieren un diseño específico de los aerogeneradores. Durante su estancia en la mar una plataforma semi-sumergible escora y trima por los efectos del viento, y oscila con el oleaje en mayor o menor medida. Los equipos, engranajes, ejes y acoplamientos de los aerogeneradores se han de diseñar al efecto, al igual que se hacen los equipos de a bordo de los buques y plataformas. En el mar el recurso es excelente por lo que primará la fiabilidad de la máquina y evitar así los mantenimientos. Los aerogeneradores verticales podrían ser una solución apropiada y los conceptos del eje vertical pueden tener su razón de ser al no concentrar pesos tan elevados a tanta altura. La elección de turbinas verticales se justifica por la posibilidad de aumentar la velocidad de giro de las turbinas. De esta forma, se consigue reducir el par y por lo tanto, conseguir una estructura más ligera, además de poder tener varios equipos en un mismo eje central. La repotenciación con máquinas de más de 3 MW reducirá el coste del MW instalado ya que un aerogenerador algo mayor no implica granjas proporcionalmente más grandes. Incluso con un diseño adecuado una misma granja podrá servir para aerogeneradores de distintas potencias como se aprecia en el siguiente ejemplo: La conexión eléctrica entre los distintos cables del parque y su manipulación sigue en fase de desarrollo. Los sistemas de control y de comunicaciones deben ser fiables al 100% para tener totalmente monitorizado el parque y que las operaciones de mantenimiento se puedan realizar con rapidez cuando proceda. Los costes de instalación del parque se abaratarán en el momento que exista una industria mecanizada especializada en el país. Una tecnología más madura con una buena planificación de mantenimiento permitiría aumentar el ciclo de vida a 30 años, con la consiguiente mejora de la rentabilidad del parque

15 Desde el punto de vista medioambiental las turbinas son prácticamente invisibles desde tierra. Casi no hay impacto visual No hay problemas con la contaminación acústica. No habrá tantas muertes de aves, lo cual es un problema de los parques onshore cercanos a la costa. Ámbito económico-financiero Una vez desarrollado todos los costes del proyecto, y la financiación que se necesita (tomando como base el kwh a 140 /MWh) pasamos analizar algunos ratios fundamentales a la hora de valorar la inversión. Es importante tener en cuenta que muchos entes nos pedirán esos ratios y datos para valorar si entran o no en el proyecto. Comenzamos con el análisis con el precio base comentado 140 /MWh. Las primeras conclusiones que sacamos de tomar este valor son las siguientes: Son mayores que las de la eólica onshore que en 2010 ha sido en torno a cent /kwh, pero es una tecnología realmente menos desarrollada, y hemos tomado unos costes muy conservadores. Como comparación, mañana la energía se pagará en el mercado energético a 48,9 /MWh. Es decir, necesitamos una prima de 90 /MWh para operar de manera rentable. Los números obtenidos con la financiación diseñada son muy esperanzadores. Obtenemos resultados interesantes desde el punto de vista empresarial con una tecnología nueva. Análisis de la inversión: TIR del 6,0 %, payback de 9 años y Ratio de Cobertura medio de 1,118. Valores positivos de rendimiento de la inversión. Veamos en figuras estos números. Se obtiene un TIR del 6,6%. Para una inversión corriente es algo bajo, pero para este tipo de instalación es muy aceptable. Es de remarcar que con este valor por MWh somos capaces de devolver ampliamente la deuda al banco y de pagar, como empresa, la deuda con el accionista formado por el socio capitalista, e incluso repartir dividendos desde el segundo año. Para ilustrar esta situación, el Ratio de Cobertura de Servicio ilustra la relación existente entre el cash flow disponible y la cuota de devolución del préstamo al banco. Veamos su evolución año a año. Curva de Cobertura de Retorno de Servicio al Banco El hecho de que sea mayor que 2 es muy significativo, aunque en esta solo tenemos en cuenta la deuda con los bancos, si también tenemos en cuenta la deuda con el accionista, el ratio tendría la siguiente curva durante la producción del parque. Curva de Cobertura de Retorno de Servicio al Banco y al Socio Capitalista conjuntamente - El valor medio del Ratio de Cobertura de Retorno es de 1,118, el cual indica que la empresa tiene una capacidad del 111,8% de pagar los préstamos del banco y la deuda contraída con el socio capitalista. Se puede esperar un reparto de dividendos medio del 11,8% anual, lo cual es un muy buen número. Una vez más resaltar que este número incluye una reserva del 10% anual y el pago de unas primas de seguro de 4 millones de euros al año. Es decir no se ha escatimado en seguridad para inflar los valores de rentabilidad financiera, todo lo contrario, hemos primado el factor Seguridad, y aun así obtenemos unos valores aceptables. Pensamos que es mejor así, de cara a conseguir financiación, ya que este proyecto tiene más de estratégico, de inauguración de un mercado, de ser pionero, antes de un proyecto de rentabilidad rápida y alta más propio de un sector desarrollado. Sensibilidad del parque ante variaciones del precio por kwh Un tema fundamental es la sensibilidad ante el cambio en la producción del parque eléctrico. Se ha elaborado la gráfica que muestra la variación del TIR con respecto al kwh: Variación del TIR en función del precio del kwh

16 El precio del MWh es muy susceptible de cambiar en 20 años. En principio solo varia el IPC menos un 0,5%, pero hay muchas circunstancias que hacen de la energía un sector frágil en España. Dependencia energética del exterior Volatilidad del precio del crudo y del gas natural Situación económica y por tanto, primas del Estado a las energías renovables Desarrollo de otras energías que bajen la prima de la eólica offshore Ante estas variaciones tenemos la curva arriba mostrada y la siguiente tabla. Variación de distintos ratios de análisis de inversión en función del precio de kwh /kwh TIR Payback Ratio Medio Accionista y dividendos % 9 3,992 Grandes beneficios desde el año % Dividendos desde el año % 2 2 Descrito en apartado superior % 11 1,878 Deuda accionista bº del 4% % 12 1,195 Deuda accionista bº del 0% Como se observa en la figura estamos por encima de todas las formas de producción de energía eléctrica clásicas en más del doble de costes de producción en general: 140 / MWh. Esa es la realidad actual y hay que tenerla presente. No obstante somos optimistas en la capacidad de disminución de los costes de producción según vaya madurando la tecnología offshore, y dado el gran recurso viento que tenemos en el mar, pensamos que pagar a ese precio la energía hoy, es invertir en desarrollo futuro y no despilfarrar el presupuesto nacional. Conclusiones Globales del proyecto Las siguientes conclusiones son las que hemos sacado los autores tras analizar el proyecto de forma global e individual en todas sus vertientes: 1. El coste de la energía eólica offshore flotante a medianas profundidades es de 140 /MWh, dando una rentabilidad a la inversión con un TIR del 6,6%. Este coste a día de hoy implica una prima de entorno a 90 /MWh. 2. La capacidad de desarrollo en este campo es enorme y merece la pena apostar por ella por la razón principal de que existe el recurso viento de gran capacidad energética, cuyas ventajas medioambientales y estratégicas lo hacen de gran interés nacional. 3. Si somos capaces de avanzar en la curva de aprendizaje, pronosticamos una disminución relativa de los costes de instalación y mantenimiento, con un aumento muy grande de la producción eléctrica, es decir una gran disminución del coste por MWh generado. 4. El sistema energético nacional es deficiente actualmente debido a su dependencia del exterior así como la falta de una estrategia definida y decidida a largo plazo. La eólica onshore empieza a estar desarrollada, y por tanto pensamos que es momento de dar el salto a la eólica offshore de gran capacidad de producción. Una apuesta estratégica firme en este sentido, es una apuesta por una energía limpia, de futuro y integradora de un tejido industrial asociado muy positivo para el Estado. 5. El sector marítimo español está preparado para este reto. Es el momento de dejar de ser una península que vive de espaldas al mar y dar prioridad a nuestra gran capacidad marítima. Nota final: Le toca el turno al viento como fuente de energía renovable para tu casa. La energía eólica se emplea fundamentalmente para producir electricidad.

17 La energía contenida en el viento hace girar las palas de las máquinas eólicas, transmitiendo su movimiento a un generador que produce electricidad Podemos considerar que la tecnología eólica ya está en su fase de madurez y presenta un gran desarrollo comercial. La instalación de estas máquinas, cuando son de baja o muy baja potencia, está indicada para viviendas aisladas, que además se encuentren en zonas de vientos. Los aerogeneradores que actualmente ofrecemos en el mercado para uso doméstico son, ( podemos elegir entre varias opciones) similares : Cuál escoger? El tamaño dependerá del viento, de la producción que queramos, pero también de nuestras posibilidades de anclaje. Un aerogenerador de 1 kw de potencia puede tener unas palas de centímetros, lo que supone casi 2 metros de diámetro de rotor, que requiere de una altura semejante a una antena de televisión. Uno de 5 kw tiene un rotor de 4-5 metros y eso hay que subirlo ya a unos 15 metros. El decir que un aerogenerador tiene una potencia nominal de un 1 kw significa que esa es la capacidad máxima que puede suministrar cada hora mientras sople el viento. En una zona buena se puede conseguir entonces que esa turbina de 1 kw de potencia produzca al cabo del día unos 6-7 kwh. Por comparar, un frigorífico muy eficiente consume cerca de un 1 kwh en toda una jornada. Para generar por sí sola tanta electricidad como la que necesita un hogar esa miniturbina tiene que estar en una zona de mucho viento. Pero, aunque no se llegue a tanto, al menos sí puede reducir una parte importante de la que se consume de la red eléctrica y que dejaremos de pagar de la factura. Después de repasar las principales opciones que tenemos para que el suministro de energía para nuestro hogar sea más ecointeligente, nos gustaría sintetizar lo visto en unas cuantas ideas: El consumo de energía de una vivienda tiene un gran impacto en nuestra calidad de vida y en el presupuesto familiar. Por ello, a la hora de la compra es muy importante pedir información sobre la calidad energética de la vivienda, tanto de sus componentes estructurales como de los sistemas de climatización y producción de agua caliente, y tener en cuenta la calidad de las instalaciones en nuestra decisión de compra. Los equipos para aprovechamiento térmico de la energía solar constituyen un desarrollo tecnológico fiable y rentable para la producción de agua caliente sanitaria en el sector de las viviendas. Un buen diseño bioclimático puede conseguir ahorros de hasta el 70% para la climatización e iluminación de su hogar. Se pueden utilizar las energías renovables en el suministro de energía a nuestras casas incorporando equipos que aprovechen la energía proveniente del sol, el aire, la biomasa y la geotermia. Desde el año 2007 se generalizó en toda Europa, con carácter obligatorio, la certificación energética de los edificios, que proporciona información sobre la eficiencia energética de nuestra vivienda, en función de las características del aislamiento, acristalamientos, sistemas de calefacción, producción de agua caliente sanitaria y aire acondicionado. Son también una opción que debe considerarse en las nuevas viviendas. Mediante un sistema de captación adecuado y una bomba de calor geotérmica, en invierno se puede usar el calor del interior de la tierra para la calefacción doméstica y la obtención de agua caliente. En verano, ese calor es extraído transfiriéndolo al subsuelo y refrigera el edificio. Esperamos que después de esta serie de propuestas sobre las posibilidades de incluir en vuestras viviendas las energías renovables, veáis esta cuestión como algo posible y no una cuestión que sólo aplica a las grandes compañías generadoras de energía. Ah!! Y a pesar de nuestros políticos, el autoconsumo está cada día más cerca. En medio del clima de tensión ante la decisión del nuevo Gobierno de prolongar la vida de la central nuclear de Santa María de Garoña, en BIOD2 nos gustaría hacer una reflexión acerca de cuanto hay de cierto en la afirmación por parte de los defensores de las formas de producción de electricidad convencionales de que la energía nuclear es más barata que las energías renovables.

18 El actual Ministro de Industria, Energía y Turismo, José Manuel Soria, justificó la medida de la prorroga a Garoña basándose en la afirmación de que la energía nuclear producía con un menor coste. Esta afirmación es un poco tramposa, porque lógicamente, ahí no se están teniendo en cuenta los costes de implantación de la central. De hecho, llevamos bastante tiempo escuchando a gente bastante desinformada hablando a colación del tema en diferentes medios informativos y mesas redondas de debate. Si hacemos un análisis de los costes de producir energía eléctrica podríamos llegar a conclusiones bastante sorprendentes. Veamos: el coste de instalación de una central se cifra en 4000 millones de por cada Gigavatio por los 950 millones de del coste instalación de un Gigavatio de energía eólica. De acuerdo que hay una diferencia de horas de funcionamiento, y es por ahí que se escudan muchos detractores cuando afirman que la eólica no vale cuando no hay viento, pero si hacemos números, una nuclear funciona unas horas anuales, que son todas las horas del año menos las requeridas por paradas técnicas. Mientras tanto, un parque eólico produce durante, en el peor de los casos, 2200 horas anuales. Sin embargo, como podemos instalar con la misma inversión 4,21 Gigavatios de eólica por cada Gigavatio de nuclear haciendo un sencillo cálculo, vemos que obtenemos para una misma inversión: Nuclear: 1Gw x 7750h = 7750Gwh Eólica: 4,21Gw x 2200h = 9262Gwh Es decir, que con una misma inversión producimos un 19,5% más de energía con la fuerza del viento, que para más inri es un combustible limpio, gratis e inagotable. De hecho, en este sencillo análisis no se han tenido en cuenta gastos de combustible (uranio que importamos) y de gestión de residuos que decantarían más todavía la balanza a favor de la eólica. La conclusión que se puede extraer de todo esto sin miedo a equivocarnos ha de ser que las energías renovables son la apuesta de futuro, y en el caso de la eólica de presente, y que con ello haríamos de nuestro sistema energético un sistema independiente y seguro, pasando a depender de combustibles gratuitos, limpios y ubicuos. OTROS DETALLES AÑADIDOS: Según los datos de la CNE, la prima unitaria por kwh (el incentivo que cobra el sector para reducir la dependencia energética y las emisiones contaminantes) ha pasado de 4,187 céntimos de euro por kwh en enero de 2012 a 3,88 céntimos de euro en enero de 2013, lo que supondría un 7,2% menos. Este dato ya incluye las medidas del Real Decreto-Ley 2/2013, que entró en vigor en febrero con efectos retroactivos, pero no el nuevo impuesto del 7% sobre la generación. Tras aplicar este gravamen, la reducción real del incentivo es del 21,4% (3,292 céntimos de euro por kwh). Para el conjunto del sector eólico, los datos de la CNE apuntan a un aumento del total de los incentivos del 62% (debido a que la producción eólica creció un 73% en enero como consecuencia de los fuertes vientos que han soplado sobre la Península, lo que la situó como la primera tecnología del sistema eléctrico). Pero, si se tiene en cuenta el impacto del impuesto del 7%, los incentivos de todos los parques eólicos subieron sólo el 37,9%, muy por debajo de lo que aumentó la generación. En enero entró en vigor el Real Decreto-Ley 2/2013, que elimina la opción de las empresas de percibir el precio de mercado más una prima y que implica una reducción de facto de los incentivos por modificar los parámetros con los que estos se actualizan. Además, ha comenzado a aplicarse la Ley de Medidas Fiscales para la Sostenibilidad Energética y, con ella, el nuevo impuesto del 7% sobre la producción eléctrica, cuya recaudación se destina a pagar las primas y supone una minoración equivalente en la retribución regulada. La eólica ha generado el 57% de la electricidad del Régimen Especial (6,28 TWh) en el mes y ha supuesto el 34% de las primas reales. PLANO DE UBICACIÓN DE EQUIPOS EN GRANJA: