500MW eólicos a examen: análisis de los resultados de la primera subasta renovable celebrada en España

En 2012 los severos recortes impuestos por el Gobierno de España a las energías renovables y en particular a la energía eólica se convirtieron en noticia internacional. Han seguido varios años de declive en un sector que, con casi 23GW instalados, ha conseguido situar al país en el quinto puesto mundial en potencia eólica, sólo por detrás de China, Estados Unidos, Alemania e India. Tal ha sido el impacto de los recortes que el año pasado terminó sin la instalación de un solo megavatio eólico, algo que no ocurría desde la década de los 80. El sector volvió a ser noticia el pasado mes de enero, aunque esta vez por una buena razón… supuestamente.

El 14 de enero se publicaron los resultados de la primera subasta renovable celebrada en España, en la que fueron licitados 500 megavatios eólicos y 200 megavatios de biomasa.

Las reglas de la subasta preparada por el Ministerio de Industria, Energía y Turismo establecían que los participantes debían presentar sus proyectos solicitando una retribución adicional sobre el precio del “pool” (precio de electricidad de mercado); esta retribución debía de estar basada no en generación eléctrica (megavatios-hora) sino en potencia instalada (megavatios), resultando adjudicados aquellos proyectos que solicitaran el menor nivel de retribución de entre todos los participantes.

La subasta, calificada como un éxito por el Ministerio, consiguió atraer un volumen de proyectos cinco veces superior a los licitados. Sin embargo, el resultado no ha dejado indiferente a nadie. Hay dos ganadores principales: 402MW eólicos fueron adjudicados a dos desarrolladores pertenecientes a la misma familia (Grupo Jorge y Forestalia) y 93MW fueron adjudicados a EDP Renovables. La polémica no tardó en surgir: los 500MW fueron adjudicados con un nivel de retribución cero, es decir, sin ningún tipo de subsidio por encima del precio del pool.

Las reacciones fueron inmediatas. Las voces críticas argumentan que con el nivel actual de tecnología no es posible construir proyectos eólicos rentables sin recibir ningún tipo de subsidio, y que por tanto el resultado de la subasta transmite un mensaje equivocado, perjudicando al sector. Por el contrario, Forestalia, principal adjudicatario de la subasta con 300MW, argumenta que “son proyectos de alta tecnología y alta eficiencia en un estado de desarrollo muy avanzado con el objetivo de producir energía eléctrica sostenible y barata. (…) La tecnología de Forestalia le permite hacer rentable este negocio sin recibir primas”. ¿Cuál es la realidad?

¿Es posible desarrollar proyectos eólicos en España que compitan directamente con fuentes de generación convencionales sin el apoyo de subsidios, o por el contrario el sector no ha alcanzado todavía un nivel de madurez tecnológica que le permita ser rentable sin este apoyo?

La mejor forma de responder a esta pregunta es mediante una simulación del modelo financiero de uno de estos parques. La simulación considera la construcción de un parque eólico de 20MW en la provincia de Zaragoza, lugar de origen tanto del Grupo Jorge como de Forestalia. Esta provincia aragonesa se caracteriza por su excelente recurso eólico, pudiéndose encontrar emplazamientos con velocidades medias de viento en el entorno de los 8 metros por segundo a altura de buje, que permiten alcanzar las 3.200 horas equivalentes de funcionamiento del parque. El parque estará formado por 10 aerogeneradores, cada uno con una potencia nominal de 2MW, que operarán durante un periodo mínimo de 20 años.

Se estima una inversión total para el desarrollo y construcción de este parque en el entorno de los 1.200 EUR/kW instalado. El coste de operación y mantenimiento durante los primeros cinco años se sitúa en 25 EUR/kW anuales, incrementándose a partir del sexto año hasta los 35 EUR/kW. Debido al desgaste progresivo de las máquinas, a partir del año 11 se supone un incremento adicional del 10% en los costes de mantenimiento, que se elevan hasta el 20% a partir del año 16. El resto de costes operacionales y administrativos se estiman como el 40% del coste de mantenimiento de los aerogeneradores en el primer año.

Por el lado de los ingresos, el parque venderá su generación íntegramente al mercado eléctrico mayorista, recibiendo a cambio el precio del pool. Es imposible predecir con certeza cuáles serán los ingresos que el parque recibirá durante sus 20 años de vida útil dado que el precio es variable, formándose a partir del casamiento continuo entre oferta y demanda. El modelo supone sin embargo que el pool tendrá un precio medio anual de 52 EUR por megavatio-hora en el primer año de operación, que se incrementará anualmente de acuerdo a la inflación. Por último, no hay que olvidar que este precio se ve reducido en un 7% debido a que la eólica soporta desde 2012 un impuesto adicional sobre los ingresos brutos.

En resumen, los parámetros principales del modelo financiero son los siguientes:

  • Año de comienzo de operación comercial: 2018
  • Recurso eólico: 3.200 horas equivalentes
  • Potencia unitaria de cada aerogenerador: 2MW
  • Potencia total del parque: 20MW (10 aerogeneradores)
  • Inversión total (CAPEX): 1.200 EUR/kW instalado
  • Costes operativos (OPEX):
    • Mantenimiento años 1 a 5: 25 EUR/kW.año
    • Mantenimiento años 6 a 10: 35 EUR/kW.año
    • Mantenimiento años 11 en adelante: Se incrementan un 10% hasta el año 15 y un 20% hasta el año 20 de operación
    • Costes de gestión y administración: 40% del coste de mantenimiento del primer año
  • Retribución: 52 EUR/MWh en 2018, escalados anualmente según la inflación
  • Inflación: Situada en un rango entre el 0.5% y el 1.5% anual
  • Amortización lineal durante 20 años
  • Impuestos:
    • Impuesto de sociedades: 25%
    • Impuesto sobre la generación: 7% sobre los ingresos brutos
    • Impuesto sobre bienes inmuebles: 1% sobre los ingresos brutos
  • Tasa de descuento: 7,398%, según la definición de rentabilidad razonable establecida en la Orden IET/1045/2014

Los resultados que arroja el modelo financiero con estas variables son desalentadores.

La Tasa Interna de Retorno (TIR) del proyecto después de impuestos se queda en el nivel del 5,3%, más de 200 puntos básicos por debajo de la tasa de descuento, lo que implica que el Valor Actual Neto (VAN) a 20 años es negativo. Dicho de otra forma, el proyecto destruye valor respecto a la rentabilidad esperada por los accionistas, a menos que estén dispuestos a aceptar una tasa de descuento inferior. No obstante, el nivel de referencia de esta tasa para un parque eólico en España se sitúa por encima del 7%, de manera que un proyecto con esta rentabilidad no sería atractivo para una mayoría de inversores.

Es importante destacar que estos resultados se obtienen suponiendo que el proyecto es construido íntegramente con fondos propios de los accionistas, sin recurrir a fuentes de financiación externas. Esta premisa se basa en la dificultad de obtener financiación a largo plazo para un proyecto cuyos ingresos están sometidos a la variabilidad del mercado eléctrico. La pregunta de si es posible obtener financiación en estas condiciones, aunque interesante, queda al margen de este artículo.

¿De qué herramientas disponen los desarrolladores para que el proyecto alcance un nivel de rentabilidad razonable, según lo definido por el Ministerio (7,398%)? Hay tres variables principales cuya modificación permitiría alcanzar este objetivo:

  • Reducción del CAPEX: La inversión total debería bajar hasta los 1,000 EUR/kW instalado (reducción del 17%)
  • Reducción del OPEX: El coste de operación y mantenimiento debería bajar hasta los 13 EUR/kW anuales entre los años 1 a 5, y 17 EUR/kW anuales entre los años 6 a 10 (reducción del 50%)
  • Incremento de la generación: El parque debería alcanzar las 3.650 horas equivalentes de funcionamiento (incremento del 14%)

De estas tres acciones, la más realista podría ser la reducción del CAPEX del proyecto; sin embargo, es cuestionable pensar que es factible lograr una reducción del 17% para alcanzar el nivel de rentabilidad razonable, al menos en el plazo de tiempo disponible hasta el comienzo de la operación del parque. En este sentido los desarrolladores deberían esforzarse en lograr reducir al máximo tanto CAPEX como OPEX, optimizando a la vez el diseño del parque para incrementar su eficiencia.

En base a los resultados de este análisis no parece posible desarrollar un proyecto eólico en España con un nivel de rentabilidad atractivo sin la ayuda de subsidios o primas.

Los motivos que han llevado a los ganadores a presentar sus proyectos compitiendo a precio de mercado son desconocidos, sabiendo además que cualquier proyecto que reúna los requisitos técnicos y administrativos puede vender su electricidad directamente al mercado eléctrico sin necesidad de participar en esta subasta. Es más, la participación conlleva un riesgo, ya que sus reglas hacían obligatoria la aportación de un aval de 20.000 EUR/MW (400.000 EUR en el caso de este proyecto), que se perderá si los proyectos no entran en operación comercial en 2018.

La empresa papelera Ence, una de las ganadoras en el apartado de biomasa con un proyecto de 40MW también adjudicado sin subsidios, ha declarado que “sólo construirá la planta si está segura de obtener la rentabilidad esperada«. Forestalia, por su parte, ha llegado a un acuerdo con el gigante energético chino Guandong Electric Power para desarrollar más de 100MW adjudicados. Mientras tanto el sector eólico espera con impaciencia el desenlace de esta subasta; la forma que tenga de resolverse será clave para el futuro del sector eólico en España.

Sólo el tiempo dirá si los ganadores han cometido un error renunciando a los subsidios, o si por el contrario han sabido desarrollar proyectos eólicos rentables que pueden competir de igual a igual con fuentes de generación convencionales.

Nota: El modelo financiero elaborado para realizar este análisis está a disposición de todos aquellos que estén interesados en consultarlo. Por favor solicitar mediante un comentario.

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