1 Evaluación Económica y Financiera para la viabilidad de un Proyecto de Energía Eólica, en el distrito de Ayabaca, departamento de Piura Tesis presentada para cumplir con uno de los requisitos para la obtención del grado académico de Maestro en Finanzas por: Andy Harold Arias Antaurco Carlos Enrique Hachire Patiño Pedro Alberto Joaquin Villanueva Programa de la Maestría en Finanzas Lima, 05 de septiembre de 2018 2 Esta tesis Evaluación Económica y Financiera para la viabilidad de un Proyecto de Energía Eólica, en el distrito de Ayabaca, departamento de Piura Ha sido aprobada por: ……..……………………………… Luis Ángel Piazzon Gallo (Jurado) ………………………………………… Enrique Santa Cruz Casasola (Jurado) ………………….…..………………………………… René Helbert Cornejo Díaz (Asesor) Universidad Esan 2018 3 A nuestros familiares, por su apoyo incondicional, y a nuestras amistades por su ejemplo y generosidad. A nuestros padres, por su amor y su constante ayuda. Y a todas aquellas personas que confiaron en nuestra desarrollo profesional. 4 ÍNDICE GENERAL CAPÍTULO I: INTRODUCCIÓN ......................................................................... 18 1.1. Antecedentes .................................................................................................. 18 1.1.1. Prototipos de parque eólicos .................................................................... 18 1.2. Parques eólicos conectados al SEIN ............................................................... 20 1.2.1. Parque Eólico de Marcona ....................................................................... 20 1.2.2. Parque Eólico de Cupisnique (ver Figura 1-4) .......................................... 20 1.2.3. Parque Eólico de Talara (ver Figura 1-5).................................................. 21 1.2.4. Parque Eólico Tres Hermanas (ver Figura 1-6)......................................... 22 1.3. Preguntas de investigación: ............................................................................ 23 1.3.1. Pregunta general ...................................................................................... 23 1.3.2. Preguntas Específicas .............................................................................. 23 1.4. Objetivos: ...................................................................................................... 24 1.4.1. Objetivo General ..................................................................................... 24 1.4.2. Objetivo Específico ................................................................................. 24 1.5. Alcances y limitaciones .................................................................................. 24 1.5.1. Alcances .................................................................................................. 24 1.5.2. Limitaciones ............................................................................................ 24 1.6. Justificación ................................................................................................... 25 CAPÍTULO II: MARCO CONTEXTUAL ........................................................... 26 2.1. Mercado Eléctrico Peruano ............................................................................ 26 2.1.1. Descripción del COES y SEIN ................................................................. 27 2.1.2. Evolución de la Demanda Eléctrica en el Perú en los últimos 10 años ...... 32 2.2. Normativa Nacional Vigente .......................................................................... 35 2.2.1. Marco Legislativo y Regulatorio de Promoción de Energías Renovables . 35 2.3. Cambio de la Matriz Energética: .................................................................... 36 2.3.1. Proyecciones del Consumo de Electricidad .............................................. 36 2.4. Acuerdos de Compra de Energía y Subastas RER ....................................... 37 CAPÍTULO III: MARCO TEÓRICO ................................................................... 39 3.1. Generación de Electricidad con Energía Eólica .............................................. 39 3.1.1. Energía Eólica ......................................................................................... 39 3.1.2. Aerogeneradores y tecnologías disponibles .............................................. 42 3.1.3. Funcionamiento de centrales eólicas. ....................................................... 48 5 3.1.4. Factores para el Emplazamiento de Centrales de Generación Eólica......... 49 3.1.5. Dimensionamiento de una Central Eólica. ................................................ 49 3.1.6. Modelos Estadísticos para la Predicción del Comportamiento del Viento . 50 3.2. Project Finance como herramienta para financiar proyectos ........................... 60 3.2.1. Definición del Project Finance ................................................................. 60 3.2.2. Características de un proyecto para emplear el Project Finance ................ 61 3.2.3. Estructura ................................................................................................ 62 3.2.4. Participantes ............................................................................................ 62 3.2.5. Diferencia del Financiamiento Directo vs. Project Finance ...................... 63 3.2.6. Ventajas y Desventajas ............................................................................ 64 3.2.7. Riesgos .................................................................................................... 65 3.2.8. Contratos y Garantías............................................................................... 66 3.3. Simulación por el método de Monte Carlo: .................................................... 67 3.3.1. Definición del método de Monte Carlo .................................................... 67 3.3.2. Metodología de cálculo ............................................................................ 67 CAPÍTULO IV: DISEÑO DE LA CENTRAL EÓLICA ...................................... 69 4.1. Localización del proyecto ........................................................................... 69 4.1.1. Metodología para seleccionar el lugar de emplazamiento .................... 69 4.2. Cálculo de potencia instalada...................................................................... 73 4.2.1. Uso del registro histórico de la velocidad del viento en la Zona seleccionada. ..................................................................................................... 73 4.2.2. Cálculo de probabilidades de la Velocidad del Viento ......................... 75 4.2.3. Cálculo de la Potencia y Energía Eléctrica ........................................... 76 4.3. Implementación de la Central Eólica .......................................................... 95 4.3.1. Listado de los Principales Equipos Electromecánicos .......................... 95 4.3.2. Características y Costo de Subestaciones y Líneas de Transmisión ...... 97 4.3.3. Línea de Transmisión .......................................................................... 97 CAPÍTULO V: CONSTRUCCIÓN DE LA CENTRAL EÓLICA ...................... 99 5.1 Manejo de Terrenos. ................................................................................... 99 5.2 Construcción del Parque Eólico. ................................................................. 99 5.1.1 Obra Civil ........................................................................................... 99 5.1.2 Montaje Electromecánico de Aerogeneradores .................................... 99 5.1.3 Línea de Transmisión para conexión al SEIN del Parque Eólico ........ 100 5.3 Cronograma de Obra: ............................................................................... 101 CAPÍTULO VI: ANÁLISIS DE RIESGOS ........................................................ 102 6 6.1 Riesgo de Ingeniería y Construcción: ....................................................... 102 6.2 Riesgo de Traslado: .................................................................................. 103 6.3 Riesgo Operativo del Proyecto: ................................................................ 104 6.4 Riesgo de Demanda: ................................................................................. 105 6.5 Riesgo Financiero:.................................................................................... 105 6.6 Riesgo Tecnológico: ................................................................................. 106 6.7 Riesgo Político: ........................................................................................ 106 6.8 Riesgos Medioambientales: ...................................................................... 107 CAPÍTULO VII: FINANCIACIÓN TEÓRICA ................................................. 108 7.1. Inversión Total ......................................................................................... 108 CAPÍTULO VIII: EVALUACIÓN ECONÓMICA – FINANCIERA DEL PROYECTO ......................................................................................................... 122 8.1 Flujo de Caja de la Deuda ......................................................................... 122 8.2 Tratamiento del IGV. ............................................................................... 127 8.3 Flujo de Caja Financiero........................................................................... 127 8.4 Variación de los precios de venta de energía ............................................. 129 8.6 Comparación con la Evaluación por ratio de cobertura del servicio de la deuda (RCSD) .................................................................................................... 139 CAPÍTULO IX: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ....................... 140 9.1 Conclusiones ............................................................................................ 140 9.2 Recomendaciones ..................................................................................... 144 GLOSARIO .......................................................................................................... 145 ANEXOS ............................................................................................................... 148 I: Registro histórico de la velocidad de viento (2011 – 2013) .................................. 148 II: Registro histórico de la velocidad de viento (2014 – 2016)................................. 149 III : Histórico de velocidad corregido por la altura de la turbina (2012 - 2013) ....... 150 IV : Histórico de velocidad corregido por la altura de la turbina (2014 - 2016) ...... 151 BIBLIOGRAFíA .................................................................................................. 152 7 ÍNDICE DE FIGURAS FIGURA 1-1: Cimientos de aerogenerador – Central de Yasila ................................ 19 FIGURA 1-2: Subestación eléctrica de Yasila .......................................................... 19 FIGURA 1-3: Ubicación del proyecto Marcona ........................................................ 20 FIGURA 1-4: Ubicación del proyecto Cupisnique .................................................... 21 FIGURA 1-5: Ubicación del proyecto Talara ............................................................ 22 FIGURA 1-6: Ubicación del proyecto Tres Hermanas .............................................. 22 FIGURA 2-1: Mapa de Interconectado Eléctrico del SEIN ....................................... 29 FIGURA 2-2: Producción Energía Eléctrica SEIN – 2008 ........................................ 29 FIGURA 2-3: Producción Energía Eléctrica SEIN – 2016 ........................................ 30 FIGURA 2-4: Composición de Energías RER - SEIN – 2016 ................................... 31 FIGURA 2-5: Evolución Centrales Térmicas ............................................................ 33 FIGURA 3-1: Ciclo de movimiento del viento .......................................................... 39 FIGURA 3-2: Movimiento del viento ....................................................................... 40 FIGURA 3-3: Anemómetro ...................................................................................... 41 FIGURA 3-4: Veleta ................................................................................................ 41 FIGURA 3-5: Termo higrómetro .............................................................................. 41 FIGURA 3-6: Barómetro .......................................................................................... 42 FIGURA 3-7: Turbina eólica .................................................................................... 42 FIGURA 3-8: Generador tipo Savonius .................................................................... 44 FIGURA 3-9: Generador vertical de Darrieus ........................................................... 45 FIGURA 3-10: Aerogenerador tipo Darrieus – Savonius .......................................... 45 FIGURA 3-11: Aerogenerador horizontal de 03 alabes ............................................. 47 FIGURA 3-12: Aerogenerador horizontal de 02 alabes ............................................. 47 FIGURA 3-13: Aerogenerador horizontal de 01 alabe .............................................. 47 FIGURA 3-14: Componentes de un aerogenerador ................................................... 48 FIGURA 3-15: Coste porcentual de los componentes de un aerogenerador ............... 49 FIGURA 3-16: Eficiencia de generadores eólicos ..................................................... 53 FIGURA 3-17: Grafica de histogramas - Frecuencia de vientos ................................ 54 FIGURA 3-18: Variación de curvas de distribución con velocidad constante ............ 55 FIGURA 3-19: Variación de curvas de distribución con k constante ......................... 56 FIGURA 3-20: Comportamiento de la velocidad del viento con la altura .................. 56 FIGURA 3-21: Capa límite del viento a nivel del suelo ............................................ 58 FIGURA 3-22: Estructura del Project Finance .......................................................... 62 FIGURA 4-1: Diagrama de procesos para seleccionar la zona de emplazamiento ..... 70 FIGURA 4-2: Velocidad media anual a 75 m ........................................................... 71 FIGURA 4-3: Máxima capacidad de inyección para Energía de fuente RER. ............ 72 FIGURA 4-4: Plano de Sistema Eléctrico Interconectado 2018 - Zona Norte ............ 73 FIGURA 4-5: Ubicación de la Estación Sausal de Culucan - Piura ........................... 74 FIGURA 4-6: Variación del comportamiento del viento en función del tiempo......... 74 FIGURA 4-7: Distribución de Weibull para Enero ................................................... 79 FIGURA 4-8: Distribución de Weibull para Febrero ................................................. 79 FIGURA 4-9: Distribución de Weibull para Marzo ................................................... 80 FIGURA 4-10: Distribución de Weibull para Abril ................................................... 80 FIGURA 4-11: Distribución de Weibull para Mayo .................................................. 81 8 FIGURA 4-12: Distribución de Weibull para Junio .................................................. 81 FIGURA 4-13: Distribución de Weibull para Julio ................................................... 82 FIGURA 4-14: Distribución de Weibull para Agosto ................................................ 82 FIGURA 4-15: Distribución de Weibull para Setiembre ........................................... 83 FIGURA 4-16: Distribución de Weibull para Octubre .............................................. 83 FIGURA 4-17: Distribución de Weibull para Noviembre ......................................... 84 FIGURA 4-18: Distribución de Weibull para Diciembre .......................................... 84 FIGURA 4-19: Promedio Anual de Parámetro "c” del Viento a 75 metros ................ 86 FIGURA 4-20: Promedio Anual de Parámetro "k" de Viento a 75 metros ................. 87 FIGURA 4-21: Distribución de Weibull para Abril y Diciembre............................... 88 FIGURA 4-22: Grafica de Disponibilidad Mensual de la Turbina ............................. 90 FIGURA 4-23: Gráficas de la Densidad de Potencia y Energía ................................. 92 FIGURA 4-24: Generación Mensual de Energía en MWh ........................................ 95 FIGURA 4-25: Costo de Potencia Instalada para Generación no Convencional ........ 96 FIGURA 4-26: Trayecto de la línea de transmisión hasta la S.E. Pariñas .................. 97 FIGURA 7-1: Curvas de Producción de Turbina POT ............................................ 113 FIGURA 7-2: Energía Promedio Mensual de una Turbina ...................................... 114 FIGURA 7-3: Energía de Central Eólica ................................................................. 114 FIGURA 7-4: Flujo de Caja Económico ................................................................. 119 FIGURA 7-5: Bonos Soberanos.............................................................................. 120 FIGURA 7-6: Análisis de Montecarlo .................................................................... 121 FIGURA 8-1: Flujo de la Caja de la Deuda (Año 01 – Año 11) .............................. 123 FIGURA 8-2: Flujo de la Caja de la Deuda (Año 12 – Año 23) .............................. 124 FIGURA 8-3: Estado de Resultados (Año 1 – Año 11) ........................................... 125 FIGURA 8-4: Estado de Resultados (Año 13 – Año 23) ......................................... 126 FIGURA 8-5: VAN Financiero ............................................................................... 127 FIGURA 8-6: Variación de Flujos de Efectivo ....................................................... 128 FIGURA 8-7: Variabilidad del TIR ........................................................................ 128 FIGURA 8-8: Evaluación del TIR Financiero ......................................................... 132 FIGURA 8-9: Evaluación del VAN Financiero ....................................................... 133 FIGURA 8-10: Evaluación del TIR ........................................................................ 133 FIGURA 8-11: Evaluación del VAN del Flujo Caja Financiero .............................. 134 FIGURA 8-12: Evaluación del TIR del Flujo Caja Financiero ................................ 134 FIGURA 8-13: Evaluación del VAN del Flujo Caja Financiero .............................. 135 FIGURA 8-14: Evaluación del TIR del Flujo Caja Financiero ................................ 135 FIGURA 8-15: Evaluación del VAN del Flujo Caja Financiero .............................. 136 FIGURA 8-16: Evaluación del TIR Financiero ....................................................... 136 FIGURA 8-17: Evaluación del VAN Financiero ..................................................... 137 FIGURA 8-18: Evaluación del TIR Financiero ....................................................... 137 FIGURA 8-19: Evaluación del VAN Financiero ..................................................... 138 FIGURA 9-1: Funcion de distribucion vs k............................................................. 141 FIGURA 9-2: Factor de forma de la distribucion de Weibull a 100 metros ............. 142 FIGURA 9-3: Factor de escala de la distribucion de Weibull a 100 metros ............. 142 9 ÍNDICE DE TABLAS TABLA 1-1: Nuevos Proyectos de Generación Eólica en Perú 2017 ......................... 23 TABLA 2-1: Crecimiento del PBI – Periodo 2018 – 2021 ........................................ 27 TABLA 2-2: Demanda global – Periodo 2017 – 2020............................................... 27 TABLA 2-3: Incremento potencia instalada SEIN 2017 - 2020 ................................. 27 TABLA 3-1: Comparación de turbinas horizontales ................................................. 46 TABLA 3-2: Valores de rugosidad de terreno α ........................................................ 57 TABLA 3-3: Diferencias entre financiar con Project Finance y forma directa ........... 63 TABLA 3-4: Ventajas y desventajas de emplear Project Finance .............................. 64 TABLA 4-1: Promedio de Velocidad Mensual ......................................................... 77 TABLA 4-2: Varianza Mensual del Viento ............................................................... 78 TABLA 4-3 Parámetros de la distribución de Weibull. ............................................. 79 TABLA 4-4: Parámetros de Weibull para cada mes ................................................. 85 TABLA 4-5: Disponibilidad Mensual de la Turbina ................................................. 89 TABLA 4-6: Densidad de Potencia y Energía ........................................................... 91 TABLA 4-7: Información Técnica de Turbinas Eólicas Comerciales ........................ 93 TABLA 4-8: Generación Mensual de Energía con Turbina de 2.3 MW ................... 94 TABLA 7-1: Presupuesto del Proyecto ................................................................... 109 TABLA 7-2: Parametros weibull ............................................................................ 110 TABLA 7-3: Entrada de Datos del Viento .............................................................. 112 TABLA 7-4: Energía Promedio Mensual ................................................................ 113 TABLA 7-5: Flujo de Caja Operativo (Año 1 – Año 11) ........................................ 116 TABLA 7-6: Flujo de Caja Operativo (Año 12 – Año 23)....................................... 117 TABLA 7-7: Flujo de Caja Economico (Año del 01 al Año 23) .............................. 118 TABLA 8-1: Tratamiento del IGV (Año 1 – Año 23) ............................................. 130 TABLA 8-2: Flujo de Caja Financiero (Año 0 – Año 23) ....................................... 131 TABLA 8-3: Variacion del ratio de cobertura ......................................................... 139 TABLA 9-1: Comparación de Proyectos similares.................................................. 141 10 ANDY HAROLD ARIAS ANTAURCO Profesional con sólida formación en valores, persona minuciosa y proactiva con habilidades para trabajar en equipo y que gusta de lograr objetivos. Experiencia en dirección de multiples proyectos liderando equipos de alto rendimiento para el sectores como mineria, petróleo y energía. FORMACIÓN 2016 - 2018 Escuela de Administración de Negocios para Graduados - ESAN Magíster en Finanzas. 1986 - 1992 Universidad Nacional de Ingenieria Ingeniero Mecánico Eléctrico. EXPERIENCIA 2014 - 2018 Cia Minera Casapalca S.A. - Empresa con 31 años en el sector minero. Feb. 2014- Gerencia de Mantenimiento y Energía - Asistente de Gerencia. Set. 2018 Responsable de la gestión de energía eléctrica para las operaciones de mina y planta en los siguientes campos. • Planeamiento del consumo de energía eléctrica semanal, mensual, semestral y anual en las operaciones mineras para el COES, OSINERGMIN y MEM. • Elaboración anual del Rechazo de carga automático por mínima frecuencia (aprobado por el COES y supervisado por OSINERGMIN). • Revisión de las facturaciones de energía eléctrica. • Mantenimiento y operación del suministro eléctrico. • Coordinación directa con el MEM, COES y OSINERGMIN. • Información de autoproducción energética. • Implementación del proyecto “Eficiencia Energética - Casapalca” • Evaluación del contrato de suministro eléctrico. • Coordinación de actividades para el traslado, inspección y reparación de equipos. • Responsable de evaluación costo – beneficio en la gestión de mantenimiento. • Coordinación directa con proveedores para servicios de mantenimiento preventivo y correctivo. • Coordinaciones de trabajo con terceros para la planificación y supervisión en las paradas de planta. • Gestión de compras de repuestos. • Seguimiento y control de equipos reparados • Elaboración de propuestas para mejora de la gestión de mantenimiento. • Elaboración de informes para evaluación en Directorio. 11 2013 – 2013 Petroleos del Perú – Petroperu S.A. Empresa con 49 años en el Sector de hidrocarburos. Mar. 2013- Responsable del area de diseño y construcción en el departamento de Dic. 2013 Ingeniería. • Revisión del diseño de suministro eléctrico para el proyecto de “Sistema Contra Incendios en Edificio Corporativo - PETROPERU” • Actualización de diagramas unifilares de Edificio Corporativo. • Diseño de tanques atmosféricos para almacenamiento de combustible basados en normas API, ASTM, UL y normativa nacional. • Diseño de estación de servicio Móvil para abastecimiento de combustible en operaciones estacionarias de gran minería y sector construcción. • Participación en planeamiento e ingeniería básica del Proyecto de abastecimiento de Diesel a la central térmica de Chilca desde la Refinería de Conchan. • Ingeniería básica para el sistema de alimentación eléctrica (diseño de subestación eléctrica) de la planta de ventas ILO. 2011- 2013 Electro Industrial Solutions S.A. Empresa con 12 años en el sector de ingeneria de proyectos. . Set. 2011- Supervisor de proyectos en el area de ingeneria. Responsable Mar. 2013. de la confiabilidad en los datos evaluados. • Supervisión de proyectos electromecánicos en la planta Votorantim Metais – Cajamarquilla. • Coordinación de permisos de permisos de trabajo, suministro de materiales, equipos y herramientas. • Elaboración de informes y expedientes técnicos. • Validación de entregables con el cliente y cierre de proyectos. ESTUDIOS COMPLEMENTARIOS Diplomado en Gerencia de Dirección de Proyectos PMI (2013 – BS Grupo). Herramientas de mejora continua- Lean Six Sigma (2017 – Esan) 12 CARLOS ENRIQUE HACHIRE PATIÑO Maestría en Finanzas Corporativas, con Título profesional en Administración de Empresas y Técnico Contable con más de 10 años de experiencia en manejo del rubro Hotelero, en las Áreas de Contraloría, Logística, Finanzas, Contabilidad y Auditoría de Ingresos. Manejo de ERP´s: Opera, Micros, SAP R3, Hyperion, PDB. FORMACIÓN 2016 - 2018 Escuela de Administración de Negocios para Graduados - ESAN Magíster en Finanzas. 2008 - 2011 Universidad Tarapacá de Arica Administrador de Empresas. EXPERIENCIA 2016 – 2018 INTURSA S.A. Empresa con 47 años en el sector Hotelero y Turistico Mar. 2016- Supervisor de Contraloría. Responsable de velar por el buen uso de los Jul. 2018 bienes de la empresa y por el control del gestión de las areas operativas. • Análisis y Control de Ingresos generados por el Hotel. • Revisión de interfaces de Sistemas (Micros – Opera – SAP-R3 – Hyperion). • Control del Budget establecido a la Unidad Hotelera y monitoreo en Outlets. • Control y Supervisión de Activos Operativos y CAPEX de la Unidad Hotelera. • Analizar variaciones de costos, ratio de Food Cost y gastos de los diferentes Outlets. • Supervisar, elaborar y enviar informe de Food Cost a Gerencia de hotel, Jefe de A&B y Controller Corporativo. • Monitoreo preventivo P&L del Hotel, provisiones y resultados al cierre de cada periodo. • Elaboración de Menú Engineering en A&B y Spa. Feb. 2013- Contralor de Costos. Responsable de controlar y auditar el buen uso de Mar. 2016 los bienes de la empresa y por el control del gestión de las areas. • Control y Supervisión de Activos Operativos y Fijos de la Unidad Hotelera. • Elaborar informe de CAPEX de Activos Operativo. • Analizar variaciones de costos, ratio de Food Cost y gastos operativos de los diferentes Outlets. • Monitoreo preventivo del P&L del Hotel y resultados al cierre de cada periodo. • Manejo de ERPs (SAP-R3, Micros, Opera, Hyperion). 13 Nov. 2011- Asistente de Finanzas. Responsable de resgistrar y elaborar reportes Feb. 2013 financieros para la Gerencia Administrativa. • Control de Activos Fijos. • Toma y Registro de Inventarios Almacén Central y diferentes áreas (Cocina, HHKK, Bar, Restaurante, Steward, Spa). • Apoyo y Reemplazo de Cost Controller en sus funciones. • Provisión de Facturas, elaboración de Conciliaciones Bancarias. • Análisis de Tarjetas de Crédito, Fondo Fijo de la Unidad Hotelera. • Manejo de ERP (SAP-R3, Micros, Opera). 2011 – 2011 INKATERRA PERU S.A.C. Empresa con 43 años en el sector Hotelero y Turistico. Jun. 2011- Cordinador Logístico. Responsable de la atención y entrega de las Oct . 2011 Ordenes de Compras a los Hoteles locales. • Atención de requerimientos, ordenes de compra. • Manejo de Inventarios y control de Stock. • Control de precios de compra. • Control de mercadería por estacionalidad. • Negociación con Proveedores. 2006 – 2010 DERRAMA MAGISTERIAL Empresa con 53 años en el sector de Educacion, Financiero, Hotelero y Turistico. Mar 2006- Área de Almacén. Responsable del control y salidas de los bienes de la Ene. 2010 Empresa. • Control de ingresos y salidas de Mercadería (perecibles). • Supervisión, control documentario y físico de los procesos de recepción, almacenaje y despacho. • Realización de pedidos a nivel de inventarios y proyecciones de ventas. • Toma de Inventarios, manejo de costos y elaboración de reportes de A&B. • Control en la variación de precios. • Manejo de Sistema ERP ESTUDIOS COMPLEMENTARIOS Diplomado en Gestión Estratégica de Costos (2015 – BS Grupo). Diplomado en Gestión Logístcia (2007 – Universidad Tarapacá). 14 PEDRO ALBERTO JOAQUIN VILLANUEVA. Ejecutivo de Empresa Industrial, de profesión Contador Público egresado de la Universidad Naciona Mayor de San Marcos, con más de 27 años de experiencia en áreas de Administración, Contabilidad, Finanzas, Créditos, Recursos Humanos y Planificación y Ejecución de Proyectos. Colaborador en el crecimiento institucional mediante el cumplimiento de objetivos, enfoque en resultados, actitud competitiva y alto nivel de compromiso. FORMACIÓN 2016 - 2018 Escuela de Administración de Negocios para Graduados - ESAN Magíster en Finanzas. 1986 - 1997 Universidad Nacional Mayor de San Marcos Bachiller en Ciencias Contables. EXPERIENCIA 1996 – 2018 CASSADO S.A. Empresa con 90 años en el sector puertas enrollables. Ene. 1996- Gerente Administrativo. Responsable de la Gestión administrativa en las Set. 2018 diferentes areas. • Responsable de participar en la formulación del Plan de negocios, Plan Estratégico y herramientas de gestión, elabora y propone a la Gerencia General los objetivos, metas, acciones que realizarán, las Jefaturas de Administración, contabilidad y Recursos Humanos. • Participar activamente en las propuestas de mejoramiento de políticas y procedimientos del área. • Controlar y monitorear el presupuesto e informar cualquier desviación. • Generar reportes, información trimestral para el Directorio y mensual para la Gerencia General. • Coordinar con el sub contador la correcta y oportuna presentación de los Estados Financieros. • Coordinar con la Gerencia de operaciones los servicios que el área provee a las oficinas especiales, y a las oficinas administrativas, tales como mantenimiento, infraestructura, archivo, servicios generales u • otros que permitan la adecuada operatividad de estas. • Supervisar la tesorería para asegurarse el adecuado cumplimiento de la normativa vigente y la optimización de los flujos, asumiendo los resultados de la gestión de riesgos correspondiente. • Analizar y generar indicadores de pérdida, confiabilidad, coberturas, eficiencia y establecer planes de acción orientados a la mejora de los mismos. 15 • Controlar costos, la gestión de indicadores de performance y eficiencia, análisis de desvíos, proyecciones de costos/resultados semanales y ejecución de presupuestos. • Gestión y ejecución del proceso de Planificación Estratégica de la compañía, así como del mapeo y control del avance de iniciativas estratégicas. • Negociar con entidades financieras, las operaciones de Leasing, Pagarés, Fianzas y otros productos, con beneficio para la empresa en menor tiempo y costo. • Gestionar con Entidades como Municipalidades para la obtención de licencias y permisos necesarios para la operatividad. • Participar en la implementación en el desarrollo de programa de costos, producción y control de almacenes, supervisando al programador con cambios y mejoras de acuerdo a las necesidades de la empresa. ESTUDIOS COMPLEMENTARIOS Programa de especialización en NIIF (Grupo Acrópolis – 2015). Gestión de Procesos (G & C Global Solution – 2013). Liderazgo (Coaching Safety – 2013). Contabilidad de Costos (MLV contadores S.A.C. – 2012). Adopción de NIIF Impacto Tributario (Praxis – 2011). Plan Contable General Empresarial (Praxis – 2011). Estados de Flujos de efectivo (Ferrer Quea – 2011). EEFF Consolidados y conversión de Moneda Extranjera (Estudio Ferrer Quea -2009). Diplomado de Finanzas (Cámara de Comercio de Lima - 2008). Windows, office, Redes ( Grupo Cassadó – 2000). 16 Universidad: Universidad ESAN Escuela de Postgrado: Escuela de Administración de Negocios para Graduados Título de la tesis: Evaluación Económica y Financiera para la viabilidad de un Proyecto de Energía Eólica, en el distrito de Ayabaca, departamento de Piura Área de investigación: Económica y Financiera Autor(es): Arias Antaurco, Andy Harold DNI 45435943 Hachire Patiño, Carlos Enrique. DNI 23456789 Joaquin Villanueva, Pedro Alberto DNI 09254861 Grado profesional: Maestro en Finanzas. Año Aprobación sustentación 2018 RESUMEN: La Energia Eólica en el Perú en los ultimos 10 años ha crecido mas del 4%, la meta es llegar a tener mas del 5% de la matriz energética, debido a que ayudaría a contribuir a tener ua fuente más de Energia renovable y contribuiría con la preservación del medio ambiente. Actualmente la demanda de la Energía Eléctrica continúa creciendo por el desarrollo sostenido del Pais (PBI 4% promedio) es por ello que se promulgó una ley para la generación de Energías Renovables, ésta es la Ley de Promoción de la Inversión para la Generación de Electricidad con el uso de energías renovables (Decreto Legislativo N° 1002) y El Reglamento de la Generación de Electricidad con Energías Renovables (Decreto Supremo Nº 012-2011-EM), en el cúal se aprueba la Política Energética Nacional (2010-2040), siendo su principal objetivo contar con una matriz energética diversificada, con énfasis para desarrollar un sector energético con mínimo impacto ambiental y bajas emisiones de carbono en un marco de desarrollo sostenible. El desarrollo de los Recursos Energeticos Renovables, empezó a partir del año 2008, esto como desarrollo del nuevo marco normativo que contempló la realización de subastas competitivas y periódicas para viabilizar la explotación y participación de proyectos de generación de Recursos Energeticos Renovables, dentro de la matriz del sector eléctrico del país. Este marco normativo está a su vez, formado por las leyes y procedimientos. Ante la favorable ley que se promulgó (Nª 1002) el Estado Peruano lo declara de interés nacional y de necesidad pública el desarrollo de una nueva generación eléctrica mediante recursos renovables, incentivando así la promoción de proyectos de de Energia Renovable, asi como, la prioridad o preferencia para el despacho diario de carga efectuado por el (COES). Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional. Tambien estipula que en el caso de existir capacidad en los sistemas de transmisión y distribución eléctrica del SEIN, los generadores RER tendrán prioridad para conectarse. Luego promueve tarifas estables a largo plazo, por lo menos 20 años y que estén determinadas mediante subastas y por último favorece con toda la compra de toda la energía producida. 17 Es por ello que este tipo de proyectos por financiar deben de ser rentables y viables por sí solos, a su vez, éste tiene que ser plenamente identificable como actividad independiente de cualquier otra que realicen los participantes, hablamos de los proveedores, accionistas y acreedores financieros. Los proyectos que se evalúa manejan un flujo de fondos y tiene que ser suficiente para la devolución de la inversión más la rentabilidad de los inversores, por lo tanto, tienen que ser predecibles y estables. La Sociedad Vehículo del Proyecto (SVP), plasma en una forma jurídica, una nueva sociedad en forma de consorcio especifica e independiente, creada para la gestión del proyecto, la que es dominada por los inversores accionistas, generalmente son los titulares de los activos del proyecto. La Sociedad Vehiculo del Proyecto firmará la cadena de contratos necesarios para la construcción, suministro, operación, mantenimiento y venta de los productos del proyecto. La fuerte inversión inicial que está entre un 15% y 35% de inversión inicial es financiada con recursos propios y el resto se financia con deuda a largo plazo. Los elevados costos de análisis, estudios y contratos para éste tipo de proyectos presenta un alto costo por asesorías de estudios técnicos, mercado, proyecciones y contratos que se contempla en un correcto retorno de la inversión, por lo cual la rentabilidad del proyecto debe ser suficiente para cubrirlos y lo que hace que no sea adecuado para pequeños o medianos proyectos. A pesar de todas las contingencias y limitaciones que surgen en el proceso de realizar un proyecto de esta magnitud, ya estan trabajando y produciendo Energia Renovable, las tres primeras centrales Eólicas que empezaron a operar en el Perú y son “Marcona” en el departamento de Ica que tiene una potencia instalada de 32 MW, luego “Talara” que esta ubicada en el departamento de Piura con una capacidad instalada de 30 MW y por ultimo “Cupisnique” que se encuentra en La Libertad y con una capacidad instalada de 80 MW. Finalmente para el mes de Marzo del 2016 pasó a integrarse al SEIN la central eólica de generación eléctrica “Tres Hermanas”, el cual se encuentra ubicada en el distrito de Marcona departamente de Ica, tiene una potencia instalada de 97.15 MW y generando una inversión de casi 197 millones de dólares. El objetivo que se persigue con las Centrales de generación eléctrica con recursos energéticos renovables (RER), es que se pueda aprovechar su alto potencial y produzcan energía limpia, ayudando al cuidado del medio ambiente, utilizando éstas recursos naturales como el viento, el sol, la biomasa y el biogás, teniendo un efecto positivo tanto en la calidad de vida de la sociedad como la protección del medio ambiente en el cual habitamos. Resumen elaborado por los autores 18 CAPÍTULO I: INTRODUCCIÓN 1.1. Antecedentes Podemos resumir el desarrollo de los proyectos eólicos en el Perú como los ejecutados como prottipo, usados principalmente para abastecer cargas de pequeños poblados y obtención de data meteorológica y otro grupo caracterizado por grandes parques eólicos de producción eléctrica conectados al SEIN: 1.1.1. Prototipos de parque eólicos En el Perú, los primeros proyectos eólicos fueron impulsados por ITINTEC y ELECTROPERU entre los años 80 y finales de los años 90. La experiencia obtenida de cada empresa por proyecto es como sigue: 1.1.1.1. ITINTEC Desarrollo a nivel experimental un aerogenerador de 500 W instalado en Villa el Salvador. El proyecto no tuvo resultados exitosos por falta de vientos que hagan operar la turbina en rangos de producción y fallas en los circuitos de control. 1.1.1.2. ELECTROPERU Desarrollo dos proyectos de 7.5 KW, instalados en el departamento de Piura y Arequipa. 1.1.1.2.1. Proyecto eólico de Yasila Ubicación: Localidad de Yasila, departamento de Piura. Desarrollado gracias al apoyo italiano en 1982. El proyecto consistió en implementar una central eólica de tres aerogeneradores monopala con potencias de 3.5 KW cada uno. Entre los años 85 y 87 se aprobó la ampliación de la planta, considerando la puesta en servicio de tres turbinas adicionales con potencias de 12 kW cada uno, siendo desmontados posteriormente por errores en el diseño de la cimentación (vibración elevada). El parque estuvo operando hasta mediados de 1994. Actualmente, el proyecto se encuentra en situación de abandono debido a la falta de supervisión para la operación y mantenimiento del parque. Este proyecto inicio el aprovechamiento del recurso eólico a pequeña escala en nuestro país y el desarrollo de los parques como objeto de negocio a nivel nacional (ver Figura 1-1 y 1-2) 19 FIGURA 1-1: Cimientos de aerogenerador – Central de Yasila Fuente y Elaboración: Electro Perú FIGURA 1-2: Subestación eléctrica de Yasila Fuente y elaboración: Electro Perú 1.1.1.2.2. Proyecto Eólico de Torán Se encuentra en ubicado en Torán, Valle de Majes, Distrito de Uraca, departamento de Arequipa, el proyecto consistió en la instalación de 02 aerogeneradores de 4 KW para abastecer de energía eléctrica a 40 familias de la localidad. Fue desarrollado entre los años 87 y 89, funcionando algunos meses a causa de rotura de veleta en una turbina y caída de la otra. El proyecto quedó en abandono desde entonces. 20 1.2. Parques eólicos conectados al SEIN 1.2.1. Parque Eólico de Marcona • Año: 2014 • Ubicación: Marcona, Ica, 200 msnm • Potencia: 32 MW • Empresa concesionaria: PARQUE EÓLICO MARCONA S.R.L. (COBRA PERÚ) • Cantidad de generadores: 11 • La inversión aproximada es de 61.1 MM US$ • Energía Anual Ofertada: 148 378 MWh • Precio ofertado: 6.552 ctvs. USD/KWh FIGURA 1-3: Ubicación del proyecto Marcona Fuente y elaboración: OSINERGMIN. 1.2.2. Parque Eólico de Cupisnique (ver Figura 1-4) • Año: 2014 • Ubicación: Pacasmayo, la Libertad • Potencia: 80 MW • Empresa concesionaria: ENERGIA EOLICA S.A. • Cantidad de generadores: 45 21 • La inversión aproximada es de 242 MM US$ • Energía Anual Ofertada: 302 952 MWh • Precio ofertado: 8,5 ctvs. USD/KWh FIGURA 1-4: Ubicación del proyecto Cupisnique Fuente y elaboración: OSINERGMIN. 1.2.3. Parque Eólico de Talara (ver Figura 1-5) • Año: 2014 • Ubicación: Talara, Pariñas, Piura, 11 msnm • Potencia: 30 MW • Empresa concesionaria: ENERGIA EOLICA S.A. • Cantidad de generadores: 17 • La inversión aproximada es de 101 MM US$ • Energía Anual Ofertada: 119 673 MWh • Precio ofertado: 8,7 ctvs. USD/KWh 22 FIGURA 1-5: Ubicación del proyecto Talara Fuente y elaboración: OSINERGMIN. 1.2.4. Parque Eólico Tres Hermanas (ver Figura 1-6) • Año: 2015 • Ubicación: Ica • Potencia: 97 MW • Empresa concesionaria: PARQUE EÓLICO TRES HERMANAS S.A.C • Cantidad de generadores: 33 • La inversión aproximada es de 187.7 MM US$ • Energía Anual Ofertada: 415 760 MWh • Precio ofertado: 8,9 ctvs. USD/KWh FIGURA 1-5: Ubicación del proyecto Tres Hermanas Fuente y elaboración: OSINERGMIN. 23 Adicionalmente, en el 2016 se adjudicaron 03 nuevos proyectos de parques eólicos como resultado de la cuarta subasta de suministro de electricidad con recursos renovables al SEIN (ver Tabla 1-1) TABLA 1-1: Nuevos Proyectos de Generación Eólica en Perú 2017 Fuente: MEM. Elaboración: Autores de la tesis. Actualmente, estos proyectos se encuentran en fase de construcción y en base a ésta información, el interés principal de esta tesis se sustenta en desarrollar un plan de negocios para implementar una central eólica bajo las condiciones de subasta energética que solicita el MEM, ubicando y dimensionando el parque eólico (utilizando información meteorológica disponible) y proponiendo una estructura de capital para su financiación. 1.3. Preguntas de investigación: 1.3.1. Pregunta general ¿Es económicamente viable desarrollar un parque eólico de 18.4 MW en el distrito de Culucan, departamento de Piura, Perú? 1.3.2. Preguntas Específicas i. ¿Cuáles son los criterios básicos para proyectar el lugar de emplazamiento para un parque de generación eólica en el Perú? ii. ¿Cuáles son los factores claves del éxito que debe considerar un proyecto eólico en Perú para presentar una propuesta en una “Subasta de suministro de electricidad con Recursos energéticos Renovables” que promueve el MEM? iii. ¿Cuáles son los costos estimados de inversión, operación y mantenimiento de la central eólica proyectada? iv. ¿Cómo se financiará el capital para el desarrollo del proyecto? v. ¿Cuáles son los riesgos a considerar para el desarrollo del proyecto eólico? 24 1.4. Objetivos: 1.4.1. Objetivo General Demostrar la viabilidad técnica – económica de un parque eólico de 18.4 MW en el distrito de Culucan, departamento de Piura, Perú. 1.4.2. Objetivo Específico i. Establecer una metodología para seleccionar zonas de emplazamientos para potenciales parques de generación eléctrica con recurso eólico. ii. Realizar una propuesta técnica-económica para que el proyecto de parque eólico pueda ganar en la Subasta de suministro de electricidad con Recursos energéticos Renovables promovida por el MEM iii. Valorizar los costos asociados a inversión, operación y mantenimiento de un parque eólico. iv. Identificar los riesgos asociados a proyectos de parques eólicos en el Perú. 1.5. Alcances y limitaciones 1.5.1. Alcances El alcance de la presente tesis está dirigido a los proyectos de parques eólicos que pueden ser desarrollados en el Perú. 1.5.2. Limitaciones 1.5.2.1. Limitaciones de Información La presente tesis fue desarrollada en su mayoría con fuentes de información secundaria proporcionada por el SENAMHI, OSINERGMIN, Ministerio de Energía y Minas y empresas proveedoras de equipamiento y servicios para centrales eólicas. Adicionalmente, se obtuvo información primaria de entrevistas realizadas a profesionales de organismos gubernamentales como el COES, OSINERGMIN, EDEGEL, etc., que permitieron cubrir puntos vacíos con su experiencia en el desarrollo de este documento. 1.5.2.2. Limitaciones de Recursos 25 La presente tesis fue desarrollada con recursos propios de los autores. 1.5.2.3. Limitaciones de Tiempo Dado el tiempo límite para presentar este documento, no serán posibles realizar muchas actividades de campo (como visitar las instalaciones de las centrales en funcionamiento, viajar a las zonas candidatas, etc.) que podrían ayudar a mejorar los resultados de este trabajo. 1.6. Justificación El desarrollo de un plan de negocios de un parque eólico se sustenta en el marco de política energética que fomenta el estado peruano orientado a mejorar la matriz de energía nacional planteándose como objetivo que el 5% de la energía consumida por el país provenga de fuentes producidas por generación RER1. En tal sentido, el decreto legislativo N° 1002 (2008) promociona incentivos para que los proyectos de generación RER como: i. Prioridad para el despacho del COES. ii. Compra de la energía producida. iii. Prioridad en el acceso a las redes de transmisión y distribución. iv. Tarifas estables a largo plazo determinadas mediante subasta. Estos beneficios para los generadores RER mejoran las condiciones comerciales que permiten el desarrollo de proyectos como los parques eólicos, solares, biomasa, etc. Adicionalmente, los ingresos del proyecto serán por la compra de energía que hará el estado (ingresos por capacidad), acordados mediante un contrato de compra – venta con el estado peruano para inyección de electricidad al SEIN e ingresos adicionales por inyección marginal de energía cada vez que se requiera. Estos atributos adicionales hacen que la presente tesis justifique su desarrollo a fin de mostrar cómo se generan los ingresos en este tipo de industria y como se debe financiar proyectos de esta envergadura. 1 Plan energético Nacional 2014 – 2015, pág. 107. 26 CAPÍTULO II: MARCO CONTEXTUAL 2.1. Mercado Eléctrico Peruano El presente capítulo tiene como objetivo analizar el mercado eléctrico y el entorno, en el que se desarrollará la central eólica, la cual es objeto de estudio. La estructura del mercado eléctrico, se encuentra compuesta por el desarrollo principalmente de tres actividades necesarias para poder proveer de la misma al usuario final, el cual está compuesta por: Generación, Transmisión y Distribución (ver Figura 2-1). FIGURA 2-1: Estructura del Mercado Eléctrico Fuente: MEM. Elaboración: Autores de tesis. Según el COES explicó, que en el próximo periodo del 2017 al 2020 se espera que el consumo final de la Energía Eléctrica se incremente en un 7.2%, y la potencia en 6.4%, la cual toma en consideración el crecimiento país, y los principales proyectos eléctricos. En la TABLA 1-1, se puede apreciar el crecimiento país, del 2018 al 2021, según el MEF (ver Tabla 2-1 y 2-2). 27 TABLA 2-1: Crecimiento del PBI – Periodo 2018 – 2021 Fuente: MEF. Elaboración: Autores de tesis. TABLA 2-2: Demanda global – Periodo 2017 – 2020 Fuente: COES. Elaboración: Autores de tesis. Según información publicada por el SEIN, muestra de manera resumida los proyectos previstos con la potencia requerida para los mismos, el cual se menciona en la Tabla 2-3. CT Santo Domingo de los Olleros (100 MW), CT Santa Rosa TV (131 MW), CH Pucará (149.8 MW), CT Quillabamba (200 MW). TABLA 2-3: Incremento potencia instalada SEIN 2017 - 2020 Fuente: COES.Elaboración: Autores de tesis. 2.1.1. Descripción del COES y SEIN El COES (Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional), es una entidad privada, sin fines de lucro, el cual tiene personería de Derecho Público, el cual está conformado por todos los Agentes del SEIN (Generadores, Transmisores, Distribuidores y Usuarios Libres). 28 Su objetivo es coordinar la Operación en el corto, mediano y largo plazo del SEIN al mínimo costo, custodiando la seguridad del Sistema y obteniendo el mayor provecho de los Recursos Energéticos. El SEIN (Sistema Eléctrico Interconectado Nacional), es un conjunto de Líneas de Transmisión y subestaciones eléctricas, que están conectadas entre sí, así como los centros de despacho de carga, permitiendo a su vez la transferencia de Energía Eléctrica; la cual se produce dando uso a diversos tipos de tecnologías y fuentes primarias energéticas; actualmente en el Perú, la generación de energía eléctrica se encuentra diversificada, debido a que cuenta con las siguientes Centrales: i. Centrales Termoeléctricas (diésel, carbón, biomasa, gas natural). ii. Centrales Hidroeléctricas. iii. Centrales Eólicas. iv. Centrales Solares. Todas ellas aportan al abastecimiento de toda la demanda de los Usuarios finales. El SEIN está administrado por el COES, los agentes que componen el SEIN son los Generadores Transmisores, Distribuidores y Usuarios Libres, el cual está distribuido, en el mapa del SEIN (ver Figura 2-2). El SEIN, es abastecido por centrales hidráulicas, térmicas y en la última década se han puesto en operación centrales de Recursos Energéticos Renovables (RER), siendo fomentado por el Estado Peruano para que obtengan el mayor provecho de los recursos renovables; siendo este último objeto de nuestro estudio. Según el Ministerio de Energía y Minas (MEM) explicó, que el potencial eólico del Perú es de 22,452 MW (megavatios) y de los cuales, sólo se han aprovechado 239 MW en centrales de generación eléctrica, es decir sólo el 1% del potencial total. A continuación vemos, (ver Figura 2-3) como era el escenario de Energías RER en el año 2008 y refleja claramente que hasta hace 10 años, no se tenían sistemas de generación eléctrica, siendo el total de la generación de energía eléctrica de 29559 GWh, para ese entonces. 29 FIGURA 2-2: Mapa de Interconectado Eléctrico del SEIN Fuente y elaboración: COES. FIGURA 2-3: Producción Energía Eléctrica SEIN – 2008 Fuente: COES. Elaboración: Autores de la tesis. 30 Luego, se puede apreciar (ver Figura 2-4) que para el año 2016, las Energías Renovables, crecieron a un 4.8%, siendo la generación de Energía Eléctrica de 48326 GWh. A pesar de ello, el Estado continúa trabajando arduamente para seguir impulsando el desarrollo de las energías renovables en el Perú. El MEM reveló que a la fecha, existe un total de cuatro parques eólicos que operan en el Estado contribuyendo con 239 MW al SEIN2 (Sistema Eléctrico Interconectado Nacional) y con ello favorecen al cuidado del medio ambiente, debido a que no emiten gases contaminantes como las centrales eléctricas que operan a base de diésel y carbón. FIGURA 2-4: Producción Energía Eléctrica SEIN – 2016 Fuente: COES y Elaboración: Autores de la tesis. A su vez OSINERGMIN menciona que el 4.80% de Energía RER, está compuesto por cuatro tipos de combustible. (Ver Figura 2-5) 2 COES: Comité de Operación Económica del Sistema 31 FIGURA 2-5: Composición de Energías RER - SEIN – 2016 Fuente: COES y Elaboración: Autores de la tesis. Para el año 2014, las tres primeras centrales Eólicas que entraron a operar en el Perú, fueron: i. Marcona (Ica) de 32 MW. ii. Talara (Piura) de 30 MW. iii. Cupisnique (La Libertad) de 80 MW. Luego el 11 de marzo del año 2016, pasó a integrarse al SEIN la central eólica de generación eléctrica “Tres Hermanas”, el cual se encuentra ubicada en el distrito de Marcona (Ica), tiene una potencia instalada de 97.15 MW y generando una inversión de casi 197 millones de dólares. Según Osinergmin el parque eólico “Tres Hermanas”, está compuesto por 33 aerogeneradores y suministrará la energía producida al SEIN a través de la subestación existente en Marcona. El objetivo que se persigue con las Centrales de generación eléctrica con recursos energéticos renovables (RER), es que se pueda aprovechar su alto potencial y produzcan energía limpia, ayudando al cuidado del medio ambiente, utilizando éstas recursos naturales como el viento, el sol, la biomasa y el biogás, teniendo un efecto positivo tanto en la calidad de vida de la sociedad como la protección del medio ambiente. 32 Para ello, el Estado Peruano ha implementado a partir del año 2008 un marco normativo y de promoción para el uso de tecnologías aplicados al RER, reduciendo las emisiones de dióxido de carbono (CO2) y mitigando el efecto del cambio climático. 2.1.2. Evolución de la Demanda Eléctrica en el Perú en los últimos 10 años En estos últimos 10 años la potencia efectiva de energía eléctrica en el Perú fue de 12,451 MW. A continuación, se presenta en la Figura 2-6 la evolución de la potencia efectiva en el mercado eléctrico del año 2006 al 2016. FIGURA 2-6: Evolución de Potencia Efectiva Fuente: MEM. Elaboración: Autores de la tesis. Lo que se puede apreciar en la evolución de la potencia efectiva es que se ha duplicado, con respecto al año 2006 que tenía una potencia de 5,064 MW y pasar a 12,451 MW. A su vez el MEM nos menciona que la participación de las centrales térmicas, tuvieron una evolución positiva en lo que a su porcentaje de participación se refiere, el cual pasó de 42.1% en el año 2006 con una potencia de 2,137 MW, a 57.3% en el año 2016 llegando a una potencia de 7,131 MW, como se muestra en la FIGURA 2-7. 33 FIGURA 2-7: Evolución Centrales Térmicas Fuente: MEM. Elaboración: Autores de la tesis. Por otro lado, se puede decir que en referencia a las centrales hidráulicas en el año 2006 la participación que tuvieron fue de 57.8% con una potencia efectiva de 2927 MW, pasando a 40.0% en el año 2016 con una potencia de 4,984 MW, el cual se redujo en 17,8% en el mercado eléctrico. Para el caso de la Energía Eólica, esta tuvo una débil participación en el año 2006, su potencia era de 0.70 MW, el cual se incrementó a 240 MW para el año 2016. Para el año 2016 las centrales solares alcanzaron una potencia de 96 MW, iniciando operaciones en el año 2012. Se puede decir que la mayor transformación de potencia se produjo con la introducción del gas natural de Camisea, en la matriz de producción de energía eléctrica que el Perú posee. A su vez se puede precisar que la mayor inclusión de potencia termoeléctrica se encuentra en la zona de Chilca. Para el caso de las centrales hidroeléctricas, todos los proyectos asociados a las licitaciones de suministro de energía eléctrica de largo plazo para los mercados de usuarios regulados, generaron la mayor oferta. 34 La evolución de la máxima demanda del SEIN en el periodo del 2006 al 2016 tuvo una variación promedio anual de 6%, mientras que la oferta de generación de energía eléctrica según el SEIN, en el mismo periodo incrementó en 9.6% promedio anual, este efecto permitió que la Operación sea segura y que el riesgo que se genera por desabastecimiento se minimice en el SEIN. El Ministerio de Energía y Minas (MEM) en el año 2016, estableció un Margen de Reserva de energía del 38.9%, este margen se tendría que mantener hasta Abril del 2017, como se aprecia en la FIGURA 2-8: FIGURA 2-8: Evolución Oferta y Demanda del SEIN 2006-2016 Fuente: SEIN. Elaboración: Autores de la tesis. La potencia de Energía eléctrica, que se puede apreciar en la FIGURA 2-8. según el SEIN fue de 12265 MW, se puede decir que éste representa un incremento de 24.2% en relación al año 2015. Según el MEN indica que el incremento se debe principalmente a la puesta en marcha de las centrales del nodo energético con 1350,8 MW y las centrales hidroeléctricas de Cerro del Águila y Challga con 980.8 MW, los que aportaron en total al SEIN 2331 MW. Por otro lado, menciona que la demanda en el año 2016 fue de 6492 MW el cual represento un 3% en función a la máxima demanda del periodo 2015, también indica que la demanda nacional de energía eléctrica se vio afectada por la desaceleración de la Economía, el cual motivo un menor consumo del mismo. 35 2.2. Normativa Nacional Vigente 2.2.1. Marco Legislativo y Regulatorio de Promoción de Energías Renovables Mediante la Ley de Promoción de la Inversión para la Generación de Electricidad con el Uso de Energías Renovables (Decreto Legislativo N° 1002) y El Reglamento de la Generación de Electricidad con Energías Renovables (Decreto Supremo Nº 012- 2011-EM se aprobó la Política Energética Nacional 2010-2040 cuyo su principal objetivo fue “contar con una matriz energética diversificada, con énfasis para desarrollar un sector energético con mínimo impacto ambiental y bajas emisiones de carbono en un marco de desarrollo sostenible”. El desarrollo de los RER se inició a partir del año 2008, esto como producto del nuevo marco normativo que contempló la realización de subastas competitivas y periódicas para viabilizar la explotación y participación de proyectos de generación RER dentro de la matriz del sector eléctrico del país. Este marco normativo está formado por las leyes y procedimientos. Según el Decreto Legislativo N° 1002 (OSINERGMIN): Declara de interés nacional y necesidad pública el desarrollo de una nueva generación eléctrica mediante recursos renovables y establece incentivos para la promoción de proyectos RER, tales como: i. Prioridad para el despacho diario de carga efectuado por el COES3. ii. En caso de existir capacidad en los sistemas de transmisión y distribución eléctrica del SEIN, los generadores RER tendrán prioridad para conectarse. iii. Tarifas estables a largo plazo (20 años) determinadas mediante subastas. iv. Compra de toda la energía producida. La Ley define como Recursos Energéticos Renovables (RER) a las fuentes de Energía Renovable No Convencional: 3 Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES) organización privada peruana sin fines de lucro compuesta por generadores, distribuidores y usuarios libres. Su principal objetivo es coordinar las operaciones a corto, mediano y largo plazo del sistema interconectado con el fin de lograr los menores costes operativos posibles. 36 i. Solar ii. Eólico iii. Geotérmico iv. Biomasa v. Hidroeléctrico hasta 20 MW (Hidroeléctrica RER). Se establece un mecanismo de mercado basado en subastas para la adjudicación de los proyectos RER y señala que las convocatorias de estas subastas deben tener una periodicidad no menor de dos años. 2.3. Cambio de la Matriz Energética: A continuación, detallaremos el comportamiento de la Electricidad en el Perú: 2.3.1. Proyecciones del Consumo de Electricidad Todo el consumo Nacional de Electricidad que se genera (incluye el del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional-SEIN, los Sistemas Aislados-SS. AA. y los auto productores4) crecieron a una tasa promedio anual de 5.8% entre 1995 y 2015. Asimismo, de los 13 623 GWh de energía consumida en 1995 se pasó a 42 334 GWh en 2015, lo que constituye un aumento de más del 200% en dicho periodo. Se podría decir que, según el tipo de servicio, el consumo del mercado eléctrico (conformado por el SEIN y los SS.AA.) se incrementó 304%, al pasar de 9849 GWh en 1995 a 39 775 GWh en 2015; mientras que el consumo de los auto productores se redujo 32%, al pasar de 3774 GWh en 1995 a 2559 GWh en 2015. De acuerdo al tipo de cliente, los usuarios del mercado eléctrico se dividen en libres y regulados; en el año 2015, el consumo de los usuarios libres representó el 46% (18 282 GWh) hablamos del consumo total del mercado eléctrico, mientras que los usuarios regulados representaron el 54% (21 493 GWh). 4 Auto productores: Usuarios de energía eléctrica que se autogeneran electricidad a partir de energía hidráulica, térmica, biomasa, etc. 37 Esta participación en 1995 era tan solo de 35% (3419 GWh) y 65% (6430 GWh) para los usuarios libres y regulados, respectivamente. Con respecto a todos los usuarios del sistema eléctrico, en 2015 los usuarios libres eran 346, mientras que los regulados, 6 681 682. en comparación con el año 1995, el número de usuarios libres y regulados se incrementó en un 68% y 168%, respectivamente, éstos resultados muestran una clara mejoría. En los niveles de cobertura del servicio eléctrico, tal y como se señala en la última sección del presente capítulo. Según el tipo de consumo por uso, en 2015, el mayor consumo de energía se registró en el sector minero e industrial con 56% (22 440 GWh) del total a nivel nacional, seguido por el sector residencial con 23% (9177 GWh), el comercial con 18% (7202 GWh) y el servicio de alumbrado público con 2% (956 GWh). Con respecto a 1995, el consumo del sector minero e industrial se incrementó 466%. Si se analiza los últimos 10 años, el consumo de Energía en el año 2005, según la participación de la zona centro en el consumo nacional era 64%, el sur 24%, el norte 11% y el oriente 1%, mientras que para el año 2010, la participación de la zona centro había disminuido en 3 puntos porcentuales y en el resto subió. Luego para el año 2015, la tendencia se mantuvo, ya que la participación de la zona centro se redujo en 2 puntos porcentuales y se incrementó en las zonas sur y norte del país En el Mapa se podrá identificar qué regiones pertenecen a cada área geográfica y su consumo respectivo para los años 2005, 2010 y 2015). 2.4. Acuerdos de Compra de Energía y Subastas RER Cuando se emitió el marco regulatorio para la promoción de electricidad con Energía Renovable RER (2008), se han llevado a cabo cuatro procesos de subasta para el SEIN y un proceso de subasta RER Off-Grid (áreas no conectadas a la red – Instalaciones RER Autónomas). 38 Dentro del marco de la política de electrificación rural (Plan Nacional de Electrificación rural 2016- 2025), en el año 2014 se adjudicó una licitación a la Empresa Ergon Perú S.A.C. para suministrar electricidad con sistemas fotovoltaicos a cerca de 15 mil localidades de las zonas rurales del norte, centro y sur del país que no cuentan con redes tradicionales de electricidad, y previa revisión del Mapa del SEIN con las subestaciones candidatas para inyectar energía eléctrica no convencional. El COES, como organizador del SEIN, tiene entre sus funcionas la evaluación del comportamiento de sistema eléctrico en diferentes escenarios de operación a fin de conocer los efectos que se ocasionarían en la red eléctrica y qué medidas se deben considerar para no afectar el suministro eléctrico a los usuarios. Cuando se evalúa la implementación e instalación al SEIN de un proyecto de energía renovable, el COES revisa los efectos que causará la inyección de esta nueva energía en la red con el objetivo de identificar principalmente si el nuevo proyecto podría causar algún daño en la operación regular del sistema. En el marco de promover el uso de energías renovables en la matriz de generación eléctrica nacional, el COES cada 3 años realiza un estudio de la “Máxima capacidad de generación no convencional”, informando (según la demanda actual y la proyección en el corto y mediano plazo) que BARRAS5 son habilitadas para la inyección de este tipo de energía. El proyecto RER solo podrá conectarse al sistema a través de las subestaciones eléctricas aprobadas por el COES para inyectar este tipo de energía (cuadro N°1), además, las ubicaciones de los proyectos deberán ser cercanos a las subestaciones aprobadas para minimizar los costos de instalación, aunque el proyecto en conjunto deberá ser evaluado en función de la potencia de generación disponible (evaluación del costo de la planta, línea de transmisión al SEIN y costos de conexión a la red). 5 BARRAS: Hace referencia a los puntos de conexión en una subestación eléctrica, generalmente de media, alta o extra alta tensión. 39 CAPÍTULO III: MARCO TEÓRICO 3.1. Generación de Electricidad con Energía Eólica 3.1.1. Energía Eólica 3.1.1.1. Origen del Viento Los vientos son causados principalmente por 02 factores: Diferencia de presión y diferencia de temperatura entre 02 zonas aledañas. La diferencia de densidad causada por la variación de presión y temperatura provoca que el aire caliente ascienda y que el espacio dejado sea ocupado por aire de menor temperatura, causando un flujo de aire en dirección horizontal. El aire que sube se vuelve a enfriar por variaciones en su presión y temperatura, volviendo a bajar hasta la superficie y continuado el ciclo de movimiento para los vientos. Este flujo continuo de movimiento de aire se verá influenciado por el efecto Coriolis6 causado por la rotación propia de la tierra (ver Figura 3-1 y 3-2) FIGURA 3-1: Ciclo de movimiento del viento Fuente y elaboración: ABB, cuaderno de aplicaciones técnicas N°12. 6 Efecto Coriolis: curva la dirección inicial de los vientos que se mueven entre dos puntos de alta y baja presión desviándolos, en el Hemisferio Norte, hacia la derecha de su dirección de avance y en el Hemisferio Sur, hacia la izquierda. 40 FIGURA 3-2: Movimiento del viento Fuente y elaboración: NASA. El conocimiento de las zonas con la mayor incidencia de vientos de gran intensidad permitirá el aprovechamiento máximo de la energía eólica. 3.1.1.2. Instrumentos de medición Dada la variabilidad del viento, es necesario conocer el comportamiento que tiene en las zonas de estudio para maximizar el aprovechamiento de la energía disponible. Para este análisis se utilizan equipos de medida, procedimientos para registro de observaciones y métodos para análisis de información que ayudaran a definir si la zona tiene un potencial de aprovechamiento eólico óptimo o no. Los equipos de medición principales para el viento son: i. Anemómetros: Miden la velocidad del viento (ver Figura 3-3) 41 FIGURA 3-3: Anemómetro Fuente y elaboración: ABB, cuaderno de aplicaciones técnicas N°12. ii. Veletas: Miden la dirección del viento (ver Figura 3-4). FIGURA 3-4: Veleta Fuente: Herter Instruments. Elaboración: Autores de la tesis. iii. Termo higrómetro: Usado para medición de temperatura y humedad relativa (H.R.) en la zona de medición (ver Figura 3-5). FIGURA 3-5: Termo higrómetro Fuente: Herter Instruments. Elaboración: Autores de la tesis. 42 iv. Barómetro: Utilizado para registrar la presión atmosférica de la zona en medición (ver Figura 3-6) FIGURA 3-6: Barómetro Fuente: Herter Instruments. Elaboración: Autores de la tesis. 3.1.2. Aerogeneradores y tecnologías disponibles 3.1.2.1. Funcionamiento de las turbinas eólicas El principio de funcionamiento básico de los generadores eólicos es transformar la energía cinética del viento en electricidad transformando el movimiento longitudinal que tiene el viento en movimiento circunferencial a través de los alabes de las turbinas (ver Figura 3-7) FIGURA 3-7: Turbina eólica Fuente y elaboración: ABB, cuaderno de aplicaciones técnicas N°12. 43 La fuerza de sustentación es la principal causante del aprovechamiento de la energía del viento en el aerogenerador. La forma del alabe de la turbina causa una diferencia de presión en la zona cercana a su superficie conocida como capa limite. Esta diferencia de presión provoca una fuerza resultante que tiene como dirección el centro de la turbina, causando la rotación cada vez que el viento incide en su superficie. Generalmente la velocidad mínima que debe tener el viento para iniciar la operación en las turbinas eólicas está en el rango de 3 a 5 m/s y el rango de velocidad optima en la cual las turbinas generan energía en sus condiciones de diseño son 12 a 14 m/s. La velocidad máxima de la mayoría de turbinas es 25 m/s ya que para valores superiores a este se pueden presentar problemas de vibración, sobreesfuerzos, rotura, etc., sobre la turbina. 3.1.2.1.1. Tipos de turbinas eólicas Por la forma de construcción y condiciones de operación los aerogeneradores eólicos pueden dividirse en aerogeneradores de eje vertical y eje horizontal. 3.1.2.1.1.1. Aerogenerador de eje vertical Utilizados generalmente para energizar bajas cargas, representan aproximadamente el 1% del total de aerogeneradores instalados a nivel mundial. Estos aerogeneradores tienen la ventaja de trabajar con vientos en cualquier dirección, pero no tienen la eficiencia de los aerogeneradores de eje horizontal. Dentro de las categorías de turbinas verticales existen 03 tipos: 3.1.2.1.1.1.1. Generador Vertical Tipo Savonius Estas turbinas se caracterizan por tener alabes en forma de semicilindros, transformando la energía cinética del viento luego de incidir sobre sus caras (ver Figura 3-8). 44 FIGURA 3-8: Generador tipo Savonius Fuente y elaboración: ABB, cuaderno de aplicaciones técnicas N°12 Las características de este modelo son: i. Velocidad lenta ii. Eficiencia baja iii. Dependencia de equipos para control de velocidad con fines de mantener la eficiencia en rangos óptimos. iv. Uso de un freno externo para detener el rotor. v. Uso de equipos externos para protección del rotor en presencia de vientos de fuerte intensidad. vi. Ruido bajo. 3.1.2.1.1.1.2. Generador Vertical de Darrieus El perfil de ala que tiene este generador facilita que la presión de aire se distribuya a lo largo de todo el alabe, causando un par de rotación en el eje vertical de la turbina (ver Figura 3-9). 45 FIGURA 3-9: Generador vertical de Darrieus Fuente: http://opex-energy.com/eolica/tipos_aerogeneradores.html,12 de Junio del 2018. Elaboración: Opex-energy Este aerogenerador tiene una mejor eficiencia respecto al tipo Savonius, pero como punto débil se puede mencionar que es incapaz de arrancar solo, necesita un equipo externo que inicie el movimiento en el eje. Para mejorar este diseño, se implementó el aerogenerador tipo Darrieus – Savonius que permiten aprovechar las bajas velocidades e iniciar el movimiento y las altas velocidades para continuar con el aprovechamiento de la energía (ver Figura 3-10) FIGURA 3-10: Aerogenerador tipo Darrieus – Savonius Fuente: http://opex-energy.com/eolica/tipos_aerogeneradores.html. Elaboración: Opex-energy. 46 Las características de este modelo son: i. Velocidad rápida ii. Eficiencia menor al tipo horizontal iii. Funciona en cualquier dirección del viento iv. Necesidad de un equipamiento externo para controlar la velocidad con fines de mantener el rendimiento en valores óptimos. v. Necesidad de un equipamiento externo de frenado vi. Factible para implementaciones en grandes potencias vii. Ruido bajo viii. El generador eléctrico se ubica a nivel del suelo 3.1.2.1.1.2. Generador de eje horizontal El principio de funcionamiento es similar a los anteriores modelos, pero la rotación se da respecto al eje horizontal consiguiéndose así una mejor eficiencia en el aprovechamiento de la energía cinética comparado con sus antecesores. La turbina de 03 palas es el de mayor uso debido a su mayor eficiencia, pero cabe mencionar que también existen generadores horizontales de 01 alabe, 02 alabes y multi alabes. La Tabla 3-1 muestra las características entre las turbinas de 03 y 02 alabes a razón de comparar las ventajas y desventajas de su uso. TABLA 3-1: Comparación de turbinas horizontales 02 ALABES 03 ALABES Menor coste del rotor (menor peso) Mayor compensación de las fuerzas aerodinámicas Más ruidoso (velocidad periférica mayor) Mayor estabilidad mecánica (fuerzas giroscópicas equilibradas) Instalación más simple (ensamblaje en tierra de la torre) Par motor más uniforme Mayor complejidad de diseño (necesita un buje basculante) Menor impacto visual Fuente: ABB. Elaboración: Autores de la tesis. 47 FIGURA 3-11: Aerogenerador horizontal de 03 alabes Fuente: https://www.renovablesverdes.com/aerogeneradores-verticales/, 21 de junio del 2017. Elaboración: Autores de la tesis. FIGURA 3-12: Aerogenerador horizontal de 02 alabes Fuente: https://ecologiahoy.net/energias/viento-es-fuente-de-energia-renovable/, 2 de febrero del 2016. Elaboración: Autores de la tesis. FIGURA 3-13: Aerogenerador horizontal de 01 alabe Fuente: Cuaderno técnico ABB.Elaboración: Autores de la tesis. 48 3.1.3. Funcionamiento de centrales eólicas. 3.1.3.1. Partes de un aerogenerador Utilizando como referencia el aerogenerador de 03 palas por ser el de mayor uso a nivel mundial, los componentes son: FIGURA 3-14: Componentes de un aerogenerador Fuente: ABB. Elaboración: Autores de la tesis. 1.Alabe 2.Soporte de la alabe 3.Actuador del ángulo de paso 4.Buje 5.Cubierta 6.Soporte principal 7.Eje principal 8.Luces de señalización aérea 9.Multiplicador 10.Dispositivos hidráulicos de refrigeración 11.Frenos mecánicos 12.Generador 13. Convertidor de potencia y dispositivos eléctricos de control, protección y seccionamiento. 14.Transformador 15.Anemómetros 49 16.Estructura de la góndola 17.Torre de soporte 18.Mecanismo actuador de la orientación FIGURA 3-15: Coste porcentual de los componentes de un aerogenerador Fuente: ABB. Elaboración: Autores de la tesis. 3.1.4. Factores para el Emplazamiento de Centrales de Generación Eólica Los principales factores que se deben de considerar a la hora de estudiar la factibilidad de un proyecto de generación eólica son: i. Las velocidades medias anuales de viento en las zonas candidatas ii. La distancia de las zonas candidatas al SEIN y subestaciones asociadas iii. La disponibilidad para construcción en zonas no protegidas. iv. Facilidades para el Traslado del Equipamiento. 3.1.5. Dimensionamiento de una Central Eólica. El dimensionamiento de los parques eólicos, se resumen en: 50 i. Cálculo y selección de turbina eólica. Utilizando la información histórica del recurso eólico de la zona y mediante la metodología estadística aplicada a la estadística, se seleccionan las turbinas más adecuadas para el viento presente en las zonas candidatas de emplazamiento, con el fin de aprovechar la energía eólica al máximo. ii. Cálculo de cimientos y obras civiles asociadas. Luego de seleccionar la turbina y el fabricante, serán conocidas las dimensiones del aerogenerador y su peso, sirviendo de datos para dimensionar la base y los cimientos de cada turbina. iii. Dimensionamiento de la subestación eléctrica. Conocida la turbina eólica, los niveles de tensión y potencia generada por el parque eólico, serán transformados, para facilitar el transporte de energía eléctrica al SEIN. iv. Diseño de la línea de transmisión. La línea de transmisión es dimensionada en función de la distancia, entre el proyecto del parque eólico y el SEIN. Sus componentes (torres, conductor, aisladores), son seleccionados considerando el transporte de la máxima energía que puede generar el parque eólico. 3.1.6. Modelos Estadísticos para la Predicción del Comportamiento del Viento Para poder determinar el comportamiento del viento, dado que es nuestra principal fuente de incertidumbre en todos los proyectos de generación eléctrica con recurso eólico a nivel mundial, se toma en consideracion las siguientes 4 categorias7 que a continuación mencionamos y las conceptualizaremos en la pagina 75. i. Predicción física. ii. Método estadístico. 7 Long-Term Wind Speed Forecasting and General Pattern Recognition Using Neural Networks 51 iii. Método de inteligencia artificial (IA). iv. Método híbrido. 3.1.6.1. Producción de energía y potencia La generación de energía eléctrica en las turbinas eólicas es causada por la interacción de los alabes del generador con el movimiento del viento en su periferia. La transformación de la energía cinética del viento a energía rotacional en la turbina es calculada por las siguientes expresiones: Modelando el comportamiento del viento como un diferencial de masa “m” que se traslada a una velocidad “V1”: !" = 1 2 × ' × () * Ecuación 3-1 52 Entonces la potencia puede expresarse por: +,-./ = 0!" 01 = 1 2 × 2 × () * Ecuación 3-2 Donde q = dm/dt = ρ.A.V1, llamada la ecuación de continuidad donde ρ es la densidad del aire y A es el área de la zona trasversal atravesada por el aire. La expresión de la potencia viene dada por: +,-./ = 1 2 × 3 × 4 × () 5 Ecuación 3-3 Coeficiente de potencia Cp. El coeficiente de potencia Cp. o coeficiente de eficiencia relaciona la potencia que se transforma en el aerogenerador respecto de la potencia de viento disponible. 67(9) = + +,-./ = 2 × 3 × 4 × () 5 × 9 × (1 − 9)* 1 2 × 3 × 4 × () 5 = 4 × 9 × (1 − 9)* Ecuación 3-4 Estimando el máximo valor de Cp., derivamos la expresión anterior en función de a y se obtiene: 67=>? = 16 27 = 0.59 Ecuación 3-5 Expresión conocida como límite de Betz y que especifica: "La máxima potencia teórica extraíble de una corriente de aire con un aerogenerador ideal no puede superar el 59% de la potencia disponible del viento incidente". 53 El siguiente grafico describe la variación de la eficiencia con los distintos tipos de aerogeneradores mencionados anteriormente: FIGURA 3-16: Eficiencia de generadores eólicos Fuente: ABB. Elaboración: Autores de la tesis. Notándose que el generador más eficiente aprovechando la potencia cinética disponible del viento es el generador de tres palas. 3.1.6.1.1. Distribución de Weibull El aprovechamiento energético de la velocidad del viento debe ser estimado con la mayor cantidad de observaciones posibles en el lugar de emplazamiento para proyectar la instalación de las turbinas. Adicionalmente, y para contar con una mejor precisión, las observaciones deben ser en intervalos de tiempos pequeños como 10 minutos, 30 minutos o una hora, medidos utilizando instrumentos anemométricos de alturas mayores a los 10 metros. Las observaciones son registradas como graficas de histogramas registrando la frecuencia con la que se presentan vientos de determinada velocidad. El siguiente grafico muestra un ejemplo del registro de observación diaria de la velocidad del viento: 54 FIGURA 3-17: Grafica de histogramas - Frecuencia de vientos Fuente: ABB. Elaboración: Autores de la tesis. La gráfica de histogramas puede describirse con la función de distribución de Weibull ya que es la que mejor aproxima la frecuencia de distribución de velocidades. La función de distribución viene dada por la siguiente expresión: F(G) = H I J ( I K LM) N OMP Q RS T U Ecuación 3-6 Y la función de distribución acumulada es: V(G) = 1 − N OMP Q RS T U Ecuación 3-7 Donde: c : factor de escala (m/s), relacionado con la velocidad media k : factor de forma (sin dimensiones), relacionada con la simetría de la distribución. 55 Para calcular los parámetros de la Ecuación 3-6 utilizaremos : H = W ∑ QY Z[\ Z T ]^ (QZ) ∑ QY Z[\ Z T + ∑ ]^ (QZ) Y Z[\ a b Ecuación 0-8 I = P) a ∑ (- La -c) S )/L Ecuación 3-9 Además: N : Número de observaciones Vi : Velocidad de viento registrada en un intervalo de tiempo establecido. La FIGURA 3 18. muestra la variación de las curvas de distribución de Weibull para una velocidad de viento constate variando el parámetro k (valor del parámetro c fijo) y la variación de la distribución cuando es constante el parámetro “c” (factor de forma) y varia la velocidad del viento: FIGURA 3-18: Variación de curvas de distribución con velocidad constante Fuente: ABB. Elaboración: Autores de la tesis. 56 FIGURA 3-19: Variación de curvas de distribución con k constante Fuente: ABB. Elaboración: Autores de la tesis. 3.1.6.1.2. Variación de la velocidad del viento con la altura El contacto existente entre el aire y la superficie del suelo limita la velocidad de las corrientes de viento más cercanas a este, incrementando su intensidad conforme se aleja del suelo (incremento de altura). A este fenómeno se le conoce como efectos de la capa límite. El siguiente grafico muestra como varia el perfil de velocidades en función de la altura y el tipo de terreno: FIGURA 3-20: Comportamiento de la velocidad del viento con la altura Fuente: ABB. Elaboración: Autores de la tesis. 57 La rugosidad característica del cada tipo de suelo afecta la intensidad del viento más cercano a este, disminuyendo su velocidad, pero perdiendo efecto a medida que aumenta la altura. La relación que existe entre la altura y la velocidad viene dada por la siguiente expresión: G = Ge J f fe K g Ecuación 3-10 Donde el coeficiente de fricción toma valores en función del tipo de zona. La TABLA 3 2. muestra algunos valores típicos: TABLA 3-2: Valores de rugosidad de terreno α Coeficiente α Descripción 0.09 Mar en calma 0.12 Zonas agrícolas abiertas con presencia limitada de obstáculos de poca altura 0.16 Zonas agrícolas abiertas con presencia limitada de obstáculos de altura media (6 - 8 m) 0.20 Zonas agrícolas con presencia de numerosos obstáculos de altura media (6 - 8 m) 0.30 Zonas urbanas, bosques Fuente: ABB. Elaboración: Autores de la tesis. La velocidad registrada por el anemómetro de la estación meteorológica debe ser corregida para la altura de la turbina. Las observaciones registradas en la estación generalmente son realizadas a los 10 metros sobre el nivel del suelo, por tanto, se usará la Ecuación 3 10 y la altura del buje del aerogenerador para calcular la velocidad del viento en los alabes de la turbina. La FIGURA 3-2 muestra el esquema de cálculo propuesto. 58 FIGURA 3-21: Capa límite del viento a nivel del suelo Fuente: ABB. Elaboración: Autores de la tesis. 3.1.6.1.3. Potencia y energía promedio de generación La potencia de viento producida por el aerogenerador puede calcularse con la siguiente expresión: +hi = 1 2 34j(5F(()0( ∝ l Ecuación 3-11 Donde: f(v) : Función de distribución de Weibull La estimación de productividad energética de generación por la turbina puede calcularse con la siguiente expresión: 59 ! = m j +(() × F(()0( Q=>? Q=-n Ecuación 3-12 Donde: f(v) : Función de distribución de Weibull P(V) : Potencia producida por el aerogenerador a la velocidad V T : Periodo de tiempo en evaluación Vmax;Vmin : Velocidad máxima y mínima para operación de turbina 3.1.6.1.4. Velocidad de viento optima Es la velocidad de viento que produce la mayor cantidad de energía en la turbina eólica. La turbina de viento deberá ser seleccionada con la velocidad nominal que coincida con esta velocidad de viento para maximizar la producción de energía eléctrica en el aerogenerador. oe/ = I J H + 2 H K ) L ('/p) Ecuación 3-13 3.1.6.1.5. Potencia de salida características de las turbinas eólicas La siguiente ecuación permite calcular la potencia de salida que tendrán las turbinas eólicas considerando las velocidades de operación propias de cada una y que dependen de cada fabricante: +i(() = ⎩ ⎪ ⎨ ⎪ ⎧+u W (L − (" L (u L − (" Lb ((" ≤ ( ≤ (u) +u ((u ≤ ( ≤ (w) 0 (( ≤ (" x ( ≥ (w) Ecuación 3-14 60 Donde: PR : Potencia nominal de la turbina eólica Vc : Velocidad mínima para operación de turbina eólica VR : Velocidad promedio Vf : Velocidad máxima de operación de la turbina eólica K : Factor de forma de Weibull 3.2. Project Finance como herramienta para financiar proyectos 3.2.1. Definición del Project Finance Es un método actual utilizado para financiar proyectos a gran escala, tales como infraestructura y energía, cuyas inversiones son muy costosas y retorno de la inversión se realiza en el largo plazo, es decir que requieren de grandes inversiones y de gran cantidad de capital financiera para su realización. (Gómez & Jurado, 2001). Definen a Project Finance de la manera siguiente: Es una herramienta o modalidad de financiación para un proyecto basada única y exclusivamente en los recursos generados por el propio proyecto, de manera que sus flujos de caja y el valor de sus activos puedan responder por sí solos como garantía de reembolso de la financiación recibida, aun en los peores casos predecibles técnica o económicamente que pudieran ocurrir durante la vida del proyecto. (p. 4) También se puede entender como Project Finance como una financiación estructurada sin recurso o con recurso limitado, en base al flujo de caja que generará el proyecto en el largo plazo, considerando los riesgos posibles y las garantías, así como la participación de los mismos hacia los inversionistas, acreedores y otras partes mediante arreglos contractuales. Otras definiciones concluyen que el Project Finance es: Según Finnerty, se define como la obtención de fondos para financiar un proyecto de inversión de capital económicamente separable en el que los proveedores de los 61 fondos consideran de manera primordial al flujo de efectivo del proyecto como el origen de los fondos para el servicio de sus préstamos y el rendimiento del capital invertido en el proyecto. (Finnerty, 1998, pág. 2) Sin duda es un modelo de financiación a largo plazo, debido a que son proyectos en específico, que requieren inversiones elevadas, lo que garantiza a su vez la devolución del dinero debido a los flujos de caja que generará el proyecto. Esta estimación de ganancia es realmente la garantía de su ejecución, ésta herramienta debe ser bien planificada ya que el descontrol, desbalance o la forma de planificación pueden impedir una financiación necesaria. Se recomienda que al plasmar el estudio debe demostrarse que sus flujos a futuro pueden producir suficientes ingresos para pagar la deuda que se va a adquirir, y que se tiene un balance entre los activos y la deuda. Es decir, debe existir congruencia entre los activos propios y la deuda, el Project Finance permite que ésta armonía entre los activos y las deudas demuestren mayor capacidad de endeudamiento. Es decir que se debe contar con un capital para hacer especie de una sociedad fuera de las inversiones realizadas con el fin de demostrar la solvencia y crear confianza ante los nuevos endeudamientos. 3.2.2. Características de un proyecto para emplear el Project Finance El Proyecto por Financiar debe ser rentable y viable por sí sola, además tiene que ser plenamente identificable como actividad independiente de cualquier otra actividad que realicen los participantes. El flujo de fondos tiene que ser suficiente para la devolución de la inversión más la rentabilidad de los inversores, por tanto, tienen que ser predecibles y estables. La Sociedad Vehículo del Proyecto (SVP), se plasma en una forma jurídica, una nueva sociedad en forma de consorcio especifica e independiente, creada para la gestión del proyecto. Es dominada por los inversores accionistas, generalmente son los titulares de los activos del proyecto. La SVP firmará la cadena de contratos necesarios para la construcción, suministro, operación, mantenimiento y venta de los productos del proyecto. 62 La fuerte inversión inicial que es entre un 15% y 35% de inversión inicial financiada con recursos Propios el resto se financia con Deuda a largo plazo. Los elevados costos de análisis, estudios y contratos para éste tipo de proyectos presenta un alto costo por asesorías de Estudios técnicos, Mercado, Proyecciones y contratos que contemples un correcto retorno de la inversión, por lo cual la Rentabilidad del proyecto debe ser suficiente para cubrirlos y lo que hace que no sea adecuado para pequeños o medianos proyectos. 3.2.3. Estructura FIGURA 3-22: Estructura del Project Finance Fuente: Pro inversión 2016 – Project Finance. Elaboración: Autores de la tesis. 3.2.4. Participantes Los "SPONSORS" o Promotores y los accionistas. Son los que aportan el capital inicial (económica), también pueden aportar función estratégica, operativa o técnica. Pueden conformarlos los socios inversionistas (financieros), socios industriales y tecnológicos, proveedores, y cualquier otro socio interesado. 63 Los Consultores y Asesores Externos son especialistas de diversas áreas (técnica, financiera, legal) que participan en la elaboración de la estructuración del Project Finance, por ende, son los encargados de predecir si el proyecto es viable, a su vez de identificar los riesgos a fin de poder estos ser cubiertos por los contratos. Sociedad Vehículo del Proyecto (SVP) es la agrupación de los socios del proyecto a fin de crear una nueva sociedad independiente y que tiene como función primordial u objetiva el desarrollo y ejecución del Proyecto. Asume la titularidad de los activos, los derechos y contratos del proyecto. Las Compañías Aseguradoras son las entidades encargadas de cubrir los posibles riesgos que se pueden presentar en el proyecto y que han sido definidos por los asesores, estas se encargan de cubrir el capital que va a ser utilizado en el proyecto. Las Instituciones Financieras. Son las entidades que aportan los recursos monetarios a largo plazo, están conformados normalmente por las entidades bancarias locales y extranjeras. 3.2.5. Diferencia del Financiamiento Directo vs. Project Finance TABLA 3-3: Diferencias entre financiar con Project Finance y forma directa Criterios Financiamiento Directo Project Finance Organización Sociedad con fines diversos, donde los flujos y activos atienden todos los objetivos. Se forma una nueva sociedad y los flujos y activos son para atender los objetivos del proyecto específico. Control y Monitoreo Control se encuentra en la Administración, Vigilancia limitada de accionistas Control también en la Administración, pero con vigilancia estricta de inversionistas Riesgos Riesgo asumido por la empresa y accionistas, contratación seguros patrimoniales. Recursos limitados, los riesgos se distribuyen entre las partes más capaces de enfrentarlos. Convenios contractuales para redistribuirlos. Maleabilidad Financiamiento rápido de lograr. Financiamiento analizado al detalle por lo que toma su tiempo en desarrollar. 64 Flujos Los flujos serán usados para cualquier actividad de la empresa. Los flujos están restringidos solo para las operaciones del proyecto, pagos y retornos a patrocinadores, se fija su destino a través de contratos. Garantías Los activos de la empresa no garantizan necesariamente los servicios de deuda. Los activos de un proyecto garantizan los servicios de deuda. Fuente: Finnerty John “Projects Financing. Assel-Plased FinancialEngineering”1996,22-27.Elaboración: Autores de la tesis. 3.2.6. Ventajas y Desventajas TABLA 3-4: Ventajas y desventajas de emplear Project Finance REFERENCIA A: VENTAJAS DESVENTAJAS Riesgos y Garantías - Distribución del Riesgo. - No compromete la viabilidad de otros negocios al no requerir garantías corporativas. - Diseño y análisis complicados para cubrir riesgos, ofrecer garantías y conseguir financiación. Financiamiento - Aumento de capacidad de crédito del promotor del proyecto. - Financiamiento a largo plazo. - Altos costo de crédito por el alto nivel de riesgo. Organización - Constituir una persona Jurídica con limitación de responsabilidad de los promotores. - No se encuentran reguladas por códigos de comercio. - Complejidad en sus contratos. - Altos niveles de análisis para la ejecución de la negociación. - Estructuración del proyecto suele ser largo a. Fuente: Finnerty John “Projects Financing. Assel-Plased Financial Engineering” Elaboración: Autores de la tesis. 65 3.2.7. Riesgos Es importante mencionar que los factores de riesgos pueden controlarse y minimizarse en la medida que se vayan llenando esos focos de desconocimiento, y se vayan dando alternativas de probabilidades. La estructura de un Project Finance requiere un estudio minucioso y exhaustivo del proyecto, ya que los riesgos pueden ser gestionados, eliminándolos, reduciendo probabilidades de ocurrencia, previniendo las medidas de control de daños, o transfiriéndolos. Los riesgos deben identificarse y asignar a un participante que será más eficiente y eficaz siendo capaz de asumir los efectos en el peor escenario. Los riesgos cambian según la etapa del proyecto: i. Fase de estudio ingeniería y construcción. ii. Fase de puesta en marcha. iii. Fase de operaciones. El riesgo de demanda y de ingresos, es muy importante en un Project Finance, una demanda previsible y estable, ya que de una demanda mínima se espera que se cubra el servicio de la deuda a contratar, las solideces de los flujos ayudaran a la calificación de la deuda y por consiguiente a la tasa de interés. Se deberá tomar en cuenta el riesgo de incumplimiento, así como el riesgo de precios tarifas ya que son afectadas por la inflación o por el riesgo cambiario de tratarse en moneda extranjera. El riesgo de diseño requiere contar con estudios técnicos de calidez y solvencia, por lo que la ingeniería conceptual es crítica, se deberá establecer claramente los elementos de riesgo para incorporar soluciones en los diseños conceptuales y procedimientos constructivos. El riesgo de ingeniería y construcción generan riesgo de retraso o abandono del constructor, disminuiremos el riesgo admitiendo firmas de constructores con historial intachable y que cuenten con solvencia económica. Riesgo de sobre costo, se realizarán contratos de construcción “Llave en mano”, con precio cerrado. Riego de diseño tecnológico empleado en la construcción, la solución será supervisar el proyecto, 66 utilizar tecnologías aprobadas y garantías por el incumplimiento de los parámetros técnicos. El riesgo de explotación y operación del proyecto permite que existan riesgos de caída de producción prevista, para lo que se analizará la locación del proyecto y su entorno, riesgo de operaciones por encima del coste y obsolescencia de los productos, se fijarán para los operadores penalidades económicas por incumplimiento. Para el riesgo de mercado, riesgo de suministros de bienes, y riesgos de la calidad de las materias primas, la solución será que los contratos con los proveedores serán a largo plazo y los precios de la materia prima serán cubiertos por instrumentos financieros existentes, el riesgo de la demanda de los productos o servicios que se producirá en el proyecto, serán solucionados con pólizas de seguro del lucro cesante y de cobertura de impagos. En el caso de los riesgos financiero “Accionistas – Financiadores” y riesgo de abandono o incumplimiento de desembolso, se realizará un compromiso limitado de accionistas que garantizan a financiadores, siempre se deberá evaluar el riesgo de crédito de intervinientes y condicionar derechos al cumplimiento de obligaciones. Para los financiadores se usarán coberturas contractuales y de mercado. En el caso del riesgo político podemos encontrar modificación en sus normativas legal, fiscales, medio ambiental, etc., se contratará seguros internacionales y multilaterales y para el riesgo regulatorio se utilizará cláusulas de equilibrio económico, seguros. 3.2.8. Contratos y Garantías Los contratos cumplen una función relevante ya que debe reflejar una regulación clara que permita el desarrollo normal del Project Finance sin afrontar divergencias. Estará liderada por asesores legales, donde señalaran los derechos y las obligaciones que cada participante asumirá.