Las claves del negocio eólico
Empezando por la venta, los titulares de las instalaciones eólicas ceden la electricidad al sistema eléctrico, que tiene la obligación de comprarlo a través de las distribuidoras, percibiendo por ella un precio prefijado por el marco regulatorio de turno. Sobre estos precios, se añade la prima variable, en función del precio del mercado, que se justifica los riesgos técnicos y económicos, de esta nueva forma de generación eléctrica. El sistema, conocido como tarifa “feed-in” puede que no sea perfecto, pero ha mostrado su eficacia, si se compara con los sistemas de certificados verdes, las subastas e, incluso, con las tarifas fijas, que no reflejen los costes del mercado de la electricidad.
Por lo que respecta a los costes, la parte más importante va destinada a la inversión inicial. Se trata de una tecnología intensiva capital, y por lo tanto la forma de financiarla: recursos propios o ajenos o titulización, entre otros. Los beneficios dependerán por lo tanto de la opción de venta elegida, mercado o tarifa regulada, alternable cada año; de la optimización de los costes propios (incluidos los financieros) y, dado que no existe competencia de precio, de la elevada capacidad de producción, o la disponibilidad de la planta.
Para analizar los puntos anteriores, se presenta una evaluación de los costes de generar un kWh con un parque eólico, tema que apenas aparece en los debates sobre los posibles cambios regulatorios, entre otras cosas, porque no resulta sencillo, al depender de varios factores, no siempre conocidos. Asimismo, se realiza una aproximación a los costes de las otras formas de generación a partir de los precios del mercado, pues en la actualidad el 90% de los parques eólicos españoles realizan sus ventas a precios variables en el mercado marginalista del MIBEL. En este mercado el precio horario es fijado por la última central casada, lo cual resulta fundamental para la energía eólica, pues al no poder seguir la demanda de electricidad, son tomadores de estos precios.
Las dificultades de determinar el coste de generación eólico
La determinación del coste de generación eléctrico a partir del viento tiene la ventaja de que el coste de la materia prima es nulo, frente a otras tecnologías como el gas natural o el carbón, pero las dificultades vienen, fundamentalmente, de las diferentes formas de financiación de las inversiones en parques eólicos, intensivas en capital, que pueden ser a través de recursos propios o ajenos, a unos costes financieros variables en el tiempo.
El otro factor de incertidumbre es el precio de las máquinas, principal ventaja comparativa hasta la fecha, entre los diferentes fabricantes, se diluye en un mercado fuertemente globalizado y sujeto a una elevada presión de la demanda. A medida que se ha ido desarrollando y mejorando la tecnología, los costes de fabricación de un MW eólico han ido disminuyendo, pero en la actualidad, éstos están sufriendo un aumento debido principalmente al encarecimiento de las materias primas y a la presión ejercida por la demanda de máquinas.
La inversión se realiza el primer año, por lo que para determinar el coste de generación se debe realizar una imputación a lo largo de la vida de la planta. La parte de costes correspondiente al aerogenerador comprende la máquina, las palas, torres, transformador, y otras inversiones como las soluciones para soportar huecos de tensión. Este coste suele ser el 74% del coste total de inversión. Los costes de obra civil incluyen las obras para la adecuación de los terrenos, caminos, cimentaciones, plataforma de montaje, costes derivados de medidas ambientales, zanjas para canalizaciones o señalización. Los costes de conexión a las redes eléctricas comprende el coste asociado a la subestación del parque, los costes de las líneas de evacuación, el cableado, celdas y transformadores, derechos de conexión y acceso a la red.
En otros costes se tiene en cuenta los gastos de gestión y establecimiento (licencias, autorizaciones, gastos de desarrollo), así como otras inversiones como sistemas de control, torres meteorológicas o ingeniería. La mayor parte de los proyectos eólicos son financiados a través del “project finance”, cuya deuda se repagará con la generación de cash-flows del propio proyecto, en este caso la entidad financiera no podrá recurrir a la empresa matriz, si no que recurrirá a los activos propios del proyecto en caso de insolvencia, por lo que los costes de financiación suelen ser mayores. Los costes de operación y mantenimiento, que normalmente se escalan con la inflación tienen el siguiente valor para el mismo año de referencia. Hay que tener en cuenta que este valor no incorpora algunos costes de reciente aparición, como son los BICES (Bienes Inmuebles de Características Especiales).
Otro elemento importante en el cálculo de los costes de generación de un parque eólico es el número de horas de funcionamiento o, lo que es lo mismo, el factor de capacidad. El cual se estima en media para los últimos años en 24,72%, alcanzando el valor de 26,95% en los meses de invierno y el valor de 20,28% en los meses de verano.
Para analizar la incidencia de los distintos factores en los costes de generación, establecemos como escenario base el siguiente (Escenario de referencia 100%):
– Costes de inversión 1.175 €/kW instalado
– Coste de O&M: 18,61 €/MWh
– Factor de capacidad del parque: 25%
– Tipo de interés: 5,25%
– Apalancamiento: 80%
Para los valores de referencia (Escenario 100%) obtenemos un precio de 67 €/MWh en términos corrientes y de 50,24 €/MWh en términos constantes. En general, se observa el importante peso de la inversión en el aumento del coste de generación, ya que al variar la inversión un 10% sobre el escenario de referencia, el coste de generación varía en 3 €/MWh en términos constantes y 4,5 €/MWh en términos corrientes. Que tiene una mayor influencia que el incremento de los cotes de explotación (variación de 2 €/MWh aproximadamente) o del encarecimiento de las condiciones financieras (variación entre 1 y 2 €/MWh).
Por lo que se refiere a la reducción de los costes, está claro que el factor más importante es el aumento del número de horas de funcionamiento, ya que la influencia del apalancamiento, puede ser engañosa dado el pequeño margen de variación de los valores presentados. Por lo que respecta a los costes financieros, están también ligados a los posibles incrementos de inversión. Por ejemplo, si se pasa de un interés del 4% al 6% el incremento de los costes de generación es de aproximadamente 5 €/MWh, dependiendo también de la duración del crédito que para nuestro caso, se supone que es de 20 años.
La rentabilidad del negocio estará ligada a la mejora de los costes tanto de inversión, negociación con los suministradores, difícil en un periodo de elevada demanda; la reducción de los costes de explotación, lo que en cierta medida depende también de la disponibilidad de repuestos, y la mejora de la disponibilidad de los parques, ligada también a los costes de explotación. Por lo tanto, una vez decidido el fabricante y el suministrador, los márgenes de mejora se demuestran restringidos.
El precio de venta: los costes de las centrales convencionales
El coste de generación de las centrales convencionales es difícil de calcular, ya que en las térmicas depende del precio de los combustibles, sujetos a cláusulas confidenciales “take or pay”, plazos de amortización no uniforme y costes financieros, no siempre conocidos. Por lo tanto, hay que referirse, una vez más, al mercado de electricidad, donde se fija el precio que va a recibir la energía eólica que, en gran medida, realiza ofertas al mercado (en la actualidad el 97% del total de la producción eólica participa en el mercado diario).
El precio del mercado diario, se determina de forma marginal, de acuerdo con la última central que entra en la curva de oferta de casación del precio horario. Esta central se caracteriza por ser la que ha ofertado su energía a un precio mayor y por lo tanto más caro, que en la estructura de generación española son normalmente las centrales de ciclo combinado y las de carbón, que se encargan de determinar el precio en un 70% de las horas. Por lo tanto, la evolución de la remuneración de la eólica depende los precios de los combustibles, fundamentalmente del gas natural, pero también depende de la disponibilidad de agua y del precio de los derechos de emisión. En este sentido, es importante indicar la importancia que tiene la eólica en la reducción de los precios del mercado.
Además de la producción eólica, existen otros muchos factores que afectan al precio del mercado diario como es la producción hidráulica, los precios de los combustibles, los precios de los derechos de emisión o, lógicamente, la demanda de energía eléctrica (el efecto de temperatura, está incluido en la demanda). Debido a la variedad de factores que afectan al precio, éste tiene una elevada volatilidad, aunque no siempre explicable por los costes de generación.
Las inversiones en parques eólicos, comportan riesgos que deben ser tenidos en cuenta. Los riesgos fundamentales están ligados a factores externos e internos de los propios proyectos. Sobre los riesgos internos ya se ha mencionado la importancia de mantener unos costes de explotación, lo más ajustados posibles para mantener una elevada disponibilidad y optimizar la gestión de la electricidad en los mercados de electricidad, incluidos la reducción de los desvíos de la programación e incluso la participación en determinados servicios, como el control de tensión, en caso de que el mismo se ponga en funcionamiento.
También están los riesgos asociados al periodo de construcción debido a que puede retrasarse el plazo de ejecución de la obra o demorarse la obtención de los permisos, por lo que existe un sobre coste financiero ligado a los intereses intercalares. Por último, también existe el riesgo asociado a la disponibilidad o incremento del plazo de suministro de componentes de repuesto sobre los periodos cubiertos por la compañía de seguros.
Riesgos externos económicos
Por el lado de los riesgos externos, el más importante es el de la evolución de los precios de los mercados de la electricidad, riesgo parcialmente cubierto por el suelo previsto por el RD 661/2007 ya que ante poco probables bajos precios de la electricidad, la remuneración mínima está garantizada y siempre es posible, cambiar al año siguiente a la tarifa regulada.
Tanto los costes como los ingresos, presentan el riesgo que incorpora la variación del IPC, ya que con el nuevo Real Decreto 661/2007, los valores de las tarifas reguladas, prima, suelo y techo se actualizan anualmente en función del IPC menos un factor de corrección que será del 0,25% hasta el año 2012 y del 0,5% a partir de entonces. Por otro lado, la existencia del mercado de subastas de distribución, en las que, en principio, la energía eólica no participa, incrementa el riesgo pues el mercado diario tiene una menor liquidez y por lo tanto, con una mayor afección por parte de la energía eólica.
Otro riego, es la posibilidad de utilizar los mercados de ajustes por parte de algunas distribuidoras, comercializadoras o generadores, lo que puede incidir en una reducción del precio del mercado de electricidad y por lo tanto, en el precio de venta de los parques. El último riesgo deriva, de los cambios de reglas de juego para la realización de ofertas, pago por desvíos y proceso de liquidaciones, hoy en día bastante complejo, pero que puede complicarse todavía más en el futuro, hasta ahora las liquidaciones en la opción de tarifa regulada las realizaba la distribuidora, en cambio con el nuevo Real Decreto 661/2007, puedes elegir entre la distribuidora o un representante, en el primer caso, se presenta un nuevo coste de representación de 5€/MWh a partir del mes de Julio del 2008.
Un tema nuevo es la nueva tasa ligada a los BICES, Bienes Inmuebles de Características Especiales. Se trata de la inclusión en esta categoría de los parques eólicos, cuando se trata de bienes que se deprecian a lo largo del tiempo, y aunque se está a la espera de la Ponencia de Valores para diferentes provincias, las cifras que se manejan tendrán impacto en la cuenta de resultados de las empresas, una primera estimación se cifra en 6.000 €/MW/año. Esto refleja la importante incertidumbre ante la aparición de nuevos impuestos o cambios regulatorios.
Riesgos externos técnico-económicos
Los siguientes riesgos son de carácter técnico pero con impacto económico y se refieren fundamentalmente a la aparición de nuevas normas o códigos, que tienen que ser cumplidos por los parques eólicos, debidos en algunos casos a la elevada penetración eólica, pero que no estaban previstos originalmente cuando los parques eólicos se desarrollaron.
En este sentido y por el posible impacto futuro, la operación coordinada de los parques eólicos por parte del CECRE de REE, es uno de los riesgos más importantes, ya que a medida que crezca la potencia conectada a la red, los criterios previstos por el PO 3.7, serán de aplicación más frecuente y aunque los recortes que se realizan en tiempo real, pueden ser remunerados en la práctica sólo supone un 8% del precio del mercado, no se incluyen ni prima ni complementos, de acuerdo con la producción programada en el periodo de recorte correspondiente. Al margen de otras normativas que pudieran aparecer en el futuro, el otro tema fundamental son las inversiones necesarias para cumplir con los huecos de tensión.
Buenas inversiones pero tampoco para tanto
Las inversiones en energía eólica representan una rentabilidad adecuada, para los riesgos inherentes a las mismas. Tienen además, un claro atractivo para los inversores, dada la imagen de apuesta por la sostenibilidad y el medioambiente. La posibilidad de reducir costes de forma progresiva, para limitar el peso de la energía eólica en la tarifa eléctrica, propuesta recurrente en las últimas apariciones públicas de algunos responsables del gobierno, es siempre posible, pero para ello es importante trabajar con un marco estable y prever la evolución futura de los códigos de red y las normas de funcionamiento del mercado.
