supuesto un mejor aprovecha-miento del terreno, una dismi-nución del peso específico delos aerogeneradores (por uni-dad de potencia), debido a losdiseños más esbeltos y optimi-zados y al empleo de nuevosmateriales, lo que implica unadisminución de costes.

- Aumento de la oferta tecnológi-ca: como se ha indicado ante-riormente, los tecnólogos másavanzados y competitivos a ni-vel mundial están suministrandoaerogeneradores en nuestro pa-ís. El aumento de la competen-cia ha permitido a los promoto-res seleccionar más adecuada-mente la tecnología que mejorse adapte a las condiciones es-pecíficas de un proyecto, mejo-rando la rentabilidad del mismo.

La inversión a realizar para lainstalación de un parque eólicose ve especialmente afectada,además de por el propio costede los aerogeneradores, por elcoste de la línea y el equipa-miento eléctrico necesario parala interconexión. Este dato cons-tituye frecuentemente una causamás de incertidumbre que afectaa la viabilidad económica delproyecto. Su cuantificación su-pone, normalmente, alcanzar unacuerdo previo con la compañíadistribuidora de electricidad, te-niendo en cuenta no sólo loscostes de la línea de conexión si-no las modificaciones que se re-quieran en la red de distribucióno transporte. Estos requisitos,con frecuencia elevados, estánralentizando e incluso compro-metiendo seriamente la financia-ción de los parques eólicos.

El sector eólico se ha caracteri-zado por un rápido desarrollotecnológico. Las perspectivas deinversión para el año 2000 enproyectos eólicos alcanza unacifra total de unos 100.000 Mpta.En la figura 1 se indica la evolu-ción de los costes por kW insta-lado desde 1986 hasta 1999. Lacurva que sólo es indicativa has-ta el año 1993, muestra, ademásde una muy fuerte reducción enel coste del kW en el períodoestudiado, una tendencia des-cendente para los próximosaños.

Básicamente, tres aspectos hanmotivado el fuerte descenso delos costes de los aerogenerado-res:

- Economía de escala: práctica-mente todas las instalacionesque se implantaron en la pasadadécada y a principios de ésta,implicaban la fabricación de unnúmero limitado de máquinas.Actualmente, las potencias insta-ladas, del orden de 700 MWanuales, es decir unos 1.000 ae-rogeneradores, permiten una fa-bricación semi-seriada con laconsiguiente reducción de cos-tes.

- Tamaño unitario de las má-quinas: el desarrollo tecnológi-co ha conllevado un incrementomuy sustancial del tamaño uni-tario de los aerogeneradores,pasándose en pocos años demáquinas de 100 kW y diámetrode rotor de unos 20 m a máqui-nas de 600 kW con diámetrossuperiores a los 40 m. Ello ha

1. Introducción

4. Análisis económico deun parque eólico

V. Olmos García,J.J. Romero Zamora y

B. Benavides González–CaminoInstituto para la Diversificación y

Ahorro de la Energía (IDAE)

41

Las tasas a las administracioneslocales, aunque reguladas, sue-len ser motivo de discusión y fi-nal acuerdo entre los promoto-res y las autoridades municipa-les, de manera que su coste seadapte a las exigencias delayuntamiento correspondiente.

Los costes de conexión, las tasascobradas por la administraciónlocal y los costes de terrenosson, en general, de difícil cuan-tificación, ya que existe poca in-formación acerca de los mismos.No obstante, se detecta un au-mento progresivo en los últimosaños.

Se incluyen en este punto loscostes de inversión para un par-que considerado como “caso ti-po” para el año 1999 (40 pro-yectos instalados en el año 1999con un total de 606 MW):

Potencia nominal: 15 MWTamaño máquinas: 600/660 kWOrografía y accesibilidad:normalLínea de conexión:10 km/132kV

- Inversión (Mpta):

Evaluación de recursos eólicos: 18Ingeniería, Licencias y Permisos: 90Aerogeneradores: 1.590 Obra Civil: 130 Infraestructura eléctrica: 192 Línea de evacuación: 110

2.130

- Costes de explotación mediosanuales (Mpta/año):

Terrenos (alquiler): 11O + M: 39 Gestión y Administración: 9 Seguros e impuestos: 10

69

Vida útil: 20 añosHoras equivalentes anuales: 2.400 Plazo para efectuar la inversión:12 meses

No se incluyen gastos de consti-tución de la sociedad y otros, fi-

2. Coste de inversióny explotación enparques eólicos

42

Especial Energía Eólica

Figura 1. Evolución delcoste por kWinstalado (pta

corrientes)

Figura 2. Costes de

inversión (%).Año 1999

parque eólicode 15 MW

Figura 3. Evolución delcoste por kWinstalado (pta

corrientes) (período 1996-

2010).

nancieros, etc, relacionados conel desarrollo del proyecto.

La política de promoción activacifra la potencia eólica instala-ble, en media, en 675 MW anua-les. En el mejor de los casos, losproyectos eólicos de pequeñapotencia representarán apenasel tres por mil de la nueva po-tencia instalada anualmente, conlo cual el incremento de costeque suponen las pequeñas ins-talaciones respecto a los proyec-tos que incorporan aerogenera-dores de media potencia no essignificativo y por lo tanto po-demos considerar como válidoel coste medio por kW instaladode las grandes instalaciones.

El desglose del coste de inver-sión inicial (Fig. 2) de un parqueeólico considerado como tipo(15 MW de potencia nominal) esel siguiente (%):

Aerogeneradores 75 Equipamiento Electromecánico 14Obra Civil 6Varios 5

En la partida de equipamientoelectromecánico se incluyen lostransformadores de BT/MT quepueden o no estar instalados enel interior de los aerogenerado-res.

Dentro de la partida de varios seincluyen los costes relativos aestudios de evaluación de recur-sos eólicos e impacto medioam-biental, promoción del proyec-to, tramitación y obtención de li-cencias y permisos, ingeniería ydirección de obra, control de ca-lidad, etc.

Las partidas de Obra Civil y Va-rios se supone que sufrirán unincremento medio igual al IPC oíndice equivalente que lo susti-tuya, estimado en un 2% anual.

La partida de equipamientoelectromecánico se estima queno sufrirá variación durante elperíodo de vigencia del plan,debido principalmente a la exis-tencia de pedidos de pequeñasseries de transformadores deelevada potencia (del orden de

43

Figura 4. Gastos de explotación (%).Año 1999. Parque eólico de15 MW

Figura 5. Gastos de explotación(pta/kWh). Año 1999. Parque eólicode 15 MW

Figura 6. Aerobombasmultipala

25 MW), que anteriormente sólose fabricaban bajo encargo, yque suponen un porcentaje ele-vado de esta partida.

Los aerogeneradores, partidafundamental de un parque eóli-co, teniendo en cuenta la ten-dencia de los últimos años y laprevisible para años futuros, asícomo el constante desarrolloque experimenta la tecnologíaeólica y la fabricación en seriede los equipos se estima que su-frirá una disminución de un 3%anual.

Para un parque eólico, en suconjunto, se estima una dismi-nución de la inversión en un 2%anual pasando de las 142.000pta/kW instalado previsibles pa-ra el año 1999 a las 115.000pta/kW del año 2010, fecha finaldel Plan de Fomento.

En la figura 3 se representa laevolución del coste en funcióndel tiempo en el período 1996 –2010.

La estimación sobre la evoluciónde los gastos de explotaciónque se realiza a continuaciónsupone que la operación y man-tenimiento del parque eólico esdesarrollada por el mismo pro-motor de la instalación, supues-tamente independiente, contra-tando personal propio para lle-varla a cabo.

Existen, no obstante, otras op-ciones como por ejemplo sub-contratar la O&M al fabricantede los aerogeneradores o a al-guna empresa especializada delsector, o aprovechar las sinergí-as de la sociedad promotora enel caso de pertenecer a un gru-po empresarial, asignando per-sonal de mantenimiento del gru-po a la O&M de la planta eólica(compañías eléctricas y empre-sas afines). En este último casolos gastos de explotación seríaninferiores a los que se van a pre-sentar seguidamente, ya que serepercutirían los gastos de per-sonal entre las diversas activida-des de las distintas empresas.Igualmente, los gastos de ges-tión y administración pueden re-

44

Especial Energía Eólica

Figura 7. Aerobombas

multipala

Figura 8. Minigeneradores

eólicos

Figura 9. Minigeneradores

eólicos

ducirse considerablemente al seraprovechada eficientemente laestructura laboral del grupo.

Los gastos de explotación calcu-lados son los valores medios alo largo de la vida operativa dela instalación. Ha sido conside-rada la garantía inicial ofertadapor el fabricante (o por el sumi-nistrador de la instalación com-pleta). Las condiciones incluidasen la garantía dependen de lanegociación llevada a cabo porlas partes intervinientes en elcontrato de compra-venta (pre-cio), usualmente oscilan entreuno y tres años y son de natura-leza diversa.

Los gastos de explotación (Fig.4) se desglosan porcentualmen-te para un parque eólico tipocomo sigue:

Operación y Mantenimiento 57Terrenos (alquiler) 16 Seguros e Impuestos 14 Gestión y Administración 13

La partida de Operación y Man-tenimiento se puede desglosaren porcentaje según:

Aerogeneradores 87 Resto de instalaciones 13

A su vez la subpartida de Aero-generadores se desglosa de lasiguiente forma (%):

Gastos de personal 25 Repuestos 55 Consumibles 20

Teniendo en cuenta todas estasdisquisiciones se realiza una pre-visión de la evolución temporalde los costes de explotación.

Los gastos de Gestión y Admi-nistración (contratación de unjefe de planta que habitualmen-te será a la vez gerente y direc-tor técnico, y de un administra-tivo y gastos de alquiler de ofi-cina, electricidad, teléfonos, via-jes, etc.) e impuestos (impuestosde actividades y otros impuestoso tasas locales) se supone quesiguen la evolución del IPC, esdecir, un incremento medioanual de un 2,0%.

45

Figura 10. Análisis de sensibilidadrentabilidadeconómico-financiera. Tasainterna de rendimiento ypayback (ptaconstantes1999) versusproducción

Figura 11. Análisis desensibilidadrentabilidadeconómico-financiera.Tasa internade rend. ypayback (ptaconstantes1999) versusprecio kWh

Figura 12.Análisis desensibilidadrentabilidadeconómico-financiera. Tasa internade rendimientoy payback (ptaconstantes1999) versusinversión

El alquiler de los terrenos sobrelos que está asentada la plantaeólica normalmente toma comoreferencia la tarifa eléctrica, esdecir, los ingresos del parqueeólico como instalación produc-tora de energía eléctrica, y suvariación se hace en función deésta. Se va a suponer de formaconservadora que la tarifa eléc-trica no varía a lo largo de la vi-da del plan.

Dentro de los gastos de Opera-ción y Mantenimiento, en el ca-pítulo de aerogeneradores, seprevé que los gastos de perso-nal (correspondientes a la con-tratación de un maestro experi-mentado y un oficial electrome-cánico) y de consumibles siganla evolución del IPC, es decir,un incremento anual del 2%.Respecto a los repuestos se su-pone que seguirán la mismatendencia que el precio de losaerogeneradores, es decir, unadisminución de un 3% anual (setiene en cuenta que cada vez se-rán aplicadas con mayor profu-sión técnicas de mantenimientopredictivo y que la instalaciónprácticamente estará completa-mente automatizada).

Para el capítulo de O&M del res-to de instalaciones se supone queseguirán la evolución del IPC.

Con todas estas premisas se con-cluye que los gastos de O&M delconjunto disminuirán un porcen-taje anual de un 0,4%. Sin em-bargo, la evolución del resto degastos compensará esta disminu-ción permaneciendo práctica-mente constantes los gastos deexplotación durante el períodode vigencia del plan.

Para el parque eólico tipo consi-derado los costes medios de ex-plotación (Fig. 5) para el año1999 se cifran en 69 Mpta equi-valentes al 3,3% de la inversióninicial o al 18,4% de la factura-ción eléctrica anual (suponien-do un precio medio anual de10,4 pta/kWh y una producciónde 36.000 MWh), es decir, 1,9pta/kWh producido, que se des-glosa de la siguiente forma(pta/kWh):

46

Especial Energía Eólica

Figura 13. Análisis de

sensibilidadrentabilidadeconómico-financiera.

Valor actualneto (pta

constantes1999) versus

tasa de descuento

Figura 14. Análisis de

sensibilidadrentabilidadeconómica.

Tasa interna derend y payback(pta constantes

1999) versusinflación

Figura 15. Análisis de

sensibilidadrentabilidadeconómica.

Tasa internade rendimien-

to y payback(pta constan-

tes 1999) ver-sus inversión

Operación y Mantenimiento1,08 Terrenos (alquiler) 0,30 Seguros e Impuestos 0,27 Gestión y Administración 0,25

En la actualidad, los parques eó-licos conectados a red represen-tan más del 99% de la potenciaeólica instalada en nuestro paísy es previsible que en el futurosigan siendo estas instalacioneslas que tengan una aportaciónmás significativa en la contribu-ción eólica al objetivo global del12% para las fuentes de energíarenovables en el año 2010. Noobstante, es previsible que enlos próximos años se avance enlas instalaciones de una o variasmáquinas cuyo objetivo sea laproducción de energía para apli-caciones concretas: industriales,explotaciones agrícolas o gana-deras, desalación, bombeo deagua, etc. La energía excedenta-ria, si se produce, será vertida ala red.

Las instalaciones aisladas, o noconectadas a red, llamadas tam-bién de funcionamiento “en isla”suelen estar constituidas por unaerogenerador de pequeño ta-maño. Normalmente se requiereel uso de acumuladores de ener-gía, de tal manera que se puedarealizar la alimentación eléctricaen el momento en que sea re-querida. Si la demanda de ener-gía es grande, o si debe ser per-manente, se utilizan instalacio-nes mixtas, bien eólico-fotovol-taica o bien eólico-diesel. Estaspequeñas instalaciones, aunquecon poca aportación energéticatienen una valiosa aplicación,debido a que proporcionanenergía en zonas que no recibensuministro eléctrico convencio-nal.

Se realiza a continuación unabreve reseña de estas instalacio-nes de muy baja potencia (< 10kW), en cuanto a los costes deinversión y a sus característicasprincipales.

3. Costes de inversiónen instalaciones demuy baja potencia

47

Figura 16. Coste de generacióneólica (ptacorrientes)

Figura 17.Promotoreseólicos (%).Año 1999

Figura 18. Financiaciónparques eólicosperíodo 1999-2010 (previsión)

Producción media anual(GWh/año) 36Vida útil de las instalaciones(años) 20Año de la inversión 1999Año de entrada en explotación 2000Producción primer año (GWh/año) 36Inversión (Mpta) 2.130Precio de venta de la energía(pta/kWh) 10,4Gastos de explotación(pta/kWh) 1,9Inflación (%) 2,0

En la Tabla I se indican las ca-racterísticas principales de lasaerobombas multipala comer-cializadas hoy en día en España.

En la figura 6 se muestra unacurva de ajuste de los costesmedios de la inversión en el año1999 en función del diámetro delas palas (excluyendo los gastosde montaje). Un coste de 0,8Mpta. es un valor típico parauna aerobomba de 3 m de diá-metro.

En la figura 7 se muestra la cur-va de ajuste de la relación inver-sión/diámetro en función del ta-maño de la aerobomba; este pa-rámetro refleja el aumento delcoste por unidad de longitud deldiámetro de la aerobomba al in-crementar el tamaño de la mis-ma. El incremento marginal dela relación, no obstante, es de-creciente.

En la Tabla II se indican las ca-racterísticas principales de losminigeneradores eólicos másutilizados.

En la figura 8 se muestra la cur-va de ajuste de los costes me-dios de la inversión de los mini-generadores eólicos en el año1999 en función de la potenciaeléctrica suministrada.

Los minigeneradores eólicos seutilizan principalmente forman-do parte de instalaciones mixtaseólico-fotovoltaicas. El costecompleto (incluyendo el monta-je) de una instalación mixta, quepodríamos denominar tipo,compuesto por un minigenera-dor eólico de 3.000 W de poten-cia nominal y un conjunto depaneles fotovoltaicos con 750 Wde potencia pico ronda los 3Mpta.

En la figura 9 se muestra la cur-va de ajuste de la relación inver-sión/potencia en función del ta-maño del minigenerador; esteparámetro refleja la reduccióndel coste por unidad de poten-cia del minigenerador al aumen-tar el tamaño de la máquina. Ladisminución marginal de la rela-ción es decreciente.

A continuación se va a realizarel análisis económico – financie-ro de la inversión en un parqueeólico. Los datos de partida es-tán de acuerdo con lo expuestoen el apartado 2, es decir, seconsidera como base un parqueeólico con las siguientes caracte-rísticas:Potencia (MW): 15

4. Análisis económico –financiero de unparque eólico

48

Especial Energía Eólica

D H Nº palas Profundidad Caudal a 25 m

(m) (m) recomendable de profundidad

(m) con v= 6 m/s (l/h)

1,8 6 15 20 1.000

2,6 9 16 30 1.500

3,0 9 18 50 2.500

5,0 12 18 75 5.000

7,0 15 24 90 6.000

10,0 18 30 100 12.000

Tabla I. Aerobombas multipala

D (m) Nº palas P (W)

0,75 5 60

1,35 2 250

2,00 2 600

2,85 2 1.500

4,00 2 3.000

7,00 3 12.000

Tabla II. Minigeneradores eólicos

Figura 19. Financiación

ajena, período1999-2010(previsión)

en la actualidad es competitivacon la generación convencional.

La energía eólica, como hemosvisto en el artículo de ”La ener-gía eólica en España”, se haconvertido en una realidad, ade-más, según se ha demostrado,puede ser un buen negocio.

Los promotores eólicos (Fig. 17)son de naturaleza diversa, pre-dominando los productores in-dependientes del sector privado,aunque últimamente con un au-mento progresivo de las socie-dades participadas por las com-pañías eléctricas.

En el Plan de Fomento de lasEnergías Renovables se prevé lainstalación de 8.140 MW duran-te su período de vigencia. Lasinversiones movilizadas repre-sentarán aproximadamente 1 bi-llón de pesetas; los recursosprocederán en un 20% de fon-dos propios de los promotores yel resto será financiación ajena(Fig. 18).

La financiación externa (Fig. 19)de los parques eólicos vendráinstrumentada en su mayor par-te bajo la figura del “project fi-nance”, aunque con una aporta-ción significativa de otras moda-lidades de financiación: fondosde inversión y titulización de ac-tivos (bonos garantizados).

Para conseguir un desarrollo ar-mónico y equilibrado del sector,los promotores eólicos deberánproporcionar una informaciónfidedigna sobre los riesgos aso-ciados al proyecto a las entida-des financieras. De esta formase conseguirá prevenir y evitaren lo posible los “sustos” inhe-rentes a una incompleta evalua-ción técnico – económica de losproyectos.

5. Conclusiones

Incremento anual precio kWh (%) 0,0Incremento anual gastos de explotación (%) 0,0Período de amortización fiscal (años) 20Impuesto sobre el Valor Añadido (%) 16Impuesto de Sociedades (%) 35Tasa de descuento real (pta constantes) (%) 3,5Tasa de descuento aparente (pta corrientes) (%) 5,6Recursos propios /Recursos ajenos (%) 20/80Subvención (%) 0Tipo de interés del crédito (%) 6,5Plazo amortización crédito (años) 12

Obteniéndose los siguientes re-sultados (pta constantes):

T.I.R. (%) 13,4V.A.N. (Mpta) 755Payback (años) 8,4

La tasa interna de rendimientoequivale a un 15,6% en pesetascorrientes (considerando un2,0% de inflación).

En cuanto a la rentabilidad delproyecto en sí, suponiendo quese acometa la inversión con un100% de fondos propios, se ob-tiene (pta constantes):

T.I.R. (%) 6,8V.A.N. (Mpta) 631Payback (años) 10,1

La tasa interna de rendimientoequivalente en pesetas corrien-tes es un 9,0%.

El análisis de sensibilidad reali-zado con las diferentes variablesdel proyecto muestra que desdeel punto de vista económico –financiero es:

- Extremadamente sensible a laproducción (Fig. 10).

- Muy sensible al precio de ven-ta del kWh producido (Fig. 11) yal coste de inversión (Fig. 12).

- Sensible a la duración del prés-tamo, a los gastos de explota-

ción, a la relación recursos pro-pios/recursos ajenos y al tipo deinterés del préstamo.

- Poco sensible a la inflación(siempre y cuando estemos enincrementos del 0 al 4% anual) yal período de amortización fis-cal.

En la figura 13 se representa elvalor actual neto en función dela tasa de descuento real.

Si lo que se analiza es el pro-yecto en sí se llega a las mismasconclusiones excepto en los ca-sos de la inflación que muestranuna sensibilidad más acusada(Fig. 14) y de la inversión (Fig.15) que es menos sensible a di-cha variación.

Finalmente, se realiza una esti-mación del coste de generacióneléctrica con energía eólica.

Las hipótesis realizadas son casilas mismas que las expresadasen el análisis económico – fi-nanciero, añadiendo una limita-ción más, suponer que los gas-tos de explotación se incremen-tan anualmente un 2%, es decir:

Potencia (MW) 15Inversión (pta/kW) 142.000Producción anual (GWh) 36Vida útil (años) 20Recursos propios (%) 20Recursos ajenos (%) 80Coste de los recursos propios (%) 10,0Coste de los recursos ajenos (%) 4,3Tasa de inflación (%) 2,0Amortización del préstamo (años) 12Gastos de explotación sobre inversión total (%) 3,3Incremento anual de los gastos de explotación (%) 2,0

Con estos datos se obtiene elcoste de generación del kWheólico a lo largo de la vida ope-rativa de la instalación. En la fi-gura 16 se muestra su evolu-ción. El valor actualizado en elaño 0 (año de la inversión) delcoste de generación medio delkWh eólico en pesetas constan-tes es de 5,9 pta/kWh, cifra que

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