5. EVALUACIÓN ECONÓMICA Y FINANCIERA
5.9 Análisis y Gestión de Riesgos
5.9.1 Riesgos operativos
Riesgo climatológico
El clima en las diferentes estaciones del año ejerce influencias en el ambiente marino. En época de invierno hay fuertes oleajes y vientos que repercuten en las operaciones de construcción del parque.
Estos hechos derivan en retrasos en la puesta en marcha. Tomando en cuenta estos factores en el presente proyecto se ha considerado la instalación del parque
-400000 -200000 0 200000 400000 600000 800000 1000000 1200000 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030 2032 2034 2036 2038 FLUJO DE CAJA DEL ACCIONISTA
Durante la operación, la intensidad del viento juega una variable muy importante que puede traer como consecuencia horas de recurso por debajo de lo previsto. Para contrarrestar este fenómeno se ha considerado como referencia un promedio de horas históricas de parques offshore en otros países, bajo un escenario muy conservador. Si el parque estuviera en funcionamiento 24 horas, los 365 días del año tendrían una producción anual de 8760 horas. Para el presente proyecto se ha considerado que el parque funcionará 2970 horas que corresponden al 34% de la producción teórica máxima.
Riesgos en la capacidad de producción
La capacidad de los generadores es fundamental para determinar los ingresos, sin embargo existe el riesgo de que los rendimientos de los aerogeneradores estén por debajo de lo esperado. Para minimizar este riesgo se ha vinculado la producción total de electricidad que producen con las horas de funcionamiento del parque, que ya tienen una posición bastante conservadora.
5.9.2 Riesgos Económicos
El principal riesgo económico es el incremento de los costes de inversión por encima de lo esperado, producto de un alza en los precios de los aerogeneradores como ha sucedido en los últimos años. Entre las principales razones se encuentran:
• Una elevada demanda en el mercado
• La inflación en el precio de las materias primas
• La escasez e incremento del precio de materiales.
El costo tomado para la inversión, corresponde a la última tecnología de aerogeneradores que son los más altos en el mercado. Cualquier diminución en costes por mejoras tecnológicas irá en beneficio de la rentabilidad del proyecto. Para analizar el impacto sobre la rentabilidad ante un incremento de costes se hará un análisis de sensibilidad para analizar hasta que nivel, se continúa alcanzando la rentabilidad esperada por los accionistas.
5.9.3 Riesgos Financieros
Los principales riesgos financieros son los derivados de la imposibilidad de afrontar los compromisos de la deuda. Para evaluar dicho riesgo se ha calculado los flujos del proyecto frente a los flujos de la deuda por cubrir. Como se ha podido observar en el análisis financiero realizado, la empresa tiene los recursos para afrontar sus obligaciones a lo largo de todo el proyecto y adicionalmente existe un saldo favorable de tesorería.
Sin embargo, en el análisis de sensibilidad se considerarán los efectos de una tasa de interés mayor y menor a la considerada en el presente proyecto y la posibilidad de realizar el pago del préstamo en menor tiempo para contrastar como variaría la rentabilidad del proyecto.
El grado de apalancamiento también será medido en el análisis de sensibilidad, para poder cuantificar cual es el aporte más adecuado a la rentabilidad del proyecto.
5.9.4 Riesgos regulatorios
Un cambio de legislación vigente que modifique las reglas del mercado impactaría directamente en el presente proyecto.
Puede impactar en la retribución que afectaría: En los ingresos
En las licencias y permisos concedidos
En los plazos de puesta en marcha del parque.
En la actualidad tanto el RD 661/2007 y el RD1028/2007 constituyen la principal garantía para los inversionistas.
5.9.5 Riesgos macroeconómicos
Derivan de los cambios coyunturales de la economía donde se desarrolla el proyecto.
En el presente análisis se ha considerado a la inflación como el más relevante porque está vinculada a las proyecciones de los gastos tomando una posición conservadora.
5.10 Análisis de Sensibilidad
En el presente análisis se evaluaran las variables más significativas que pueden afectar a la valoración del proyecto.
Se analizará cada variable y se realizará una comparación del efecto de la variación en el Valor actual neto (VAN) y la tasa interna de retorno (TIR) del proyecto y la del accionista.
Efectos de un incremento o disminución en la prima
Como se analizó en el apartado de ingresos, la prima es un componente fundamental en la determinación del precio de venta de la energía.
Bajo esta consideración en el presente análisis se ha considerando como hipótesis, el incremento de la prima a 100 €/MWh que le da a la tarifa un margen considerable frente al límite superior, por otro lado también se ha analizado los efectos de un disminución de la prima a 70 €/MWh.
De estas consideraciones derivan los siguientes resultados:
Tabla 31. Efectos de una variación en la prima Hipótesis Proyecto Accionista Efecto en la TIR Efecto en el VAN Efecto en la TIR Efecto en el VAN Prima de 70 €/MWh 9,80% 353.701 9,80% 289.923 Prima de referencia (87,124 €/MWh) 12,00% 575.963 11,70% 488.835 Prima de 100 €/MWh 12,80% 668.329 12,50% 572.322
Figura 38 Efectos de una variación en la prima
Evidentemente, al estar la prima relacionada con los ingresos, al aumentar la prima, aumenta la rentabilidad.
Asimismo, la prima es una variable fundamental en la rentabilidad del negocio. En el presente proyecto se adoptó la posición más conservadora por lo que en un escenario optimista donde la prima alcance el techo permitido favorecerá la valoración del proyecto.
Finalmente se puede observar que ante los supuestos más desfavorables, el proyecto continua dando un VAN y una TIR alta que satisface las expectativas de los accionistas.
Variación en las horas de funcionamiento del parque
Como se pudo observar en el análisis de riesgos, los factores climatológicos y la intensidad del viento juegan un papel fundamental que determinan las horas de funcionamiento del parque.
En el presente estudio se tomó una posición conservadora, en base a series históricas. A continuación se analiza el efecto de un incremento o una disminución del 10% del número de horas del funcionamiento del parque.
0 20 40 60 80 100 120 8,00% 9,00% 10,00% 11,00% 12,00% 13,00% 14,00% P R I M A TIR
Prima €/MWh Vs TIR
Prima €/MWhTabla 32. Efectos de en las horas equivalentes Hipótesis Proyecto Accionista Efecto en la TIR Efecto en el VAN Efecto en la TIR Efecto en el VAN
Operación con 3267 horas 13,00% 690.648 12,60% 592.080
Operación con 2970 horas 12,00% 575.963 11,70% 488.835
Operación con 2673 horas 10,80% 459.039 10,80% 384.400
Figura 39. Efectos de en las horas equivalentes
A medida que las condiciones de viento son mejores la rentabilidad también se incrementa.
Está claro que si las condiciones climáticas son favorables y se puede verter mayor cantidad de electricidad a la red repercute en una mejora de la rentabilidad de la empresa.
Variación de la inflación
La proyección de gastos operativos está vinculada a la inflación, que en el presente proyecto es del 3% constante en toda la vida útil del parque. Este supuesto ha sido considerado a partir de medias históricas. Sin embargo en el año 2008 ha habido un importante incremento de la inflación, en mayo se reportó el mayor incremento desde 1997 llegando a niveles del 4,7%, sin embargo la tendencia en los meses posteriores ha sido a la baja. Bajo estos casos extremos se considerará un incremento de la inflación dos puntos por encima de lo estimado, alcanzando un 5%, y su impacto en la valoración del negocio. Para el cálculo de un decremento de la inflación solo se ha considerado la disminución de medio punto porcentual (2,5%).
0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 8,00% 9,00% 10,00% 11,00% 12,00% 13,00% 14,00% H O R A S TIR Horas Vs TIR Horas
Tabla 33. Efectos de la inflación Hipotesis Proyecto Accionista Efecto en la TIR Efecto en el VAN Efecto en la TIR Efecto en el VAN Inflación del 2,5% 11,60% 516.089 11,30% 430.290 Inflación del 3% 12,00% 575.963 11,70% 488.835 Inflación del 5% 12,00% 588.449 11,80% 501.007
Aun con una inflación del 5% el proyecto continúa manteniendo la rentabilidad del activo esperada por los accionistas.
Figura 40. Efectos de la inflación
Efectos financieros
Variaciones en el aporte de capital
En este análisis, se ha considerado dos casos: que los accionistas realicen un aporte del 40% en lugar de 30% y la financiación ajena del 60%, en vez del 70%, y que los accionistas realicen un aporte del 20% y la financiación ajena sea del 80%.
Tabla 34. Efectos del aporte de capital
Hipótesis Proyecto Accionista Efecto en la TIR Efecto en el VAN Efecto en la TIR Efecto en el VAN Socios 40% Préstamo 60% 11,80% 567.787 10,50% 444.003 Socios 30% Préstamo 70% 12,00% 575.963 11,70% 488.835 Socios 20% Préstamo 80% 12,10% 583.514 13,40% 444.003 1,00% 1,50% 2,00% 2,50% 3,00% 3,50% 4,00% 4,50% 5,00% 5,50% 11,40% 11,60% 11,80% 12,00% 12,20% 12,40% I N F L A C I Ó N TIR
InteresVs TIR
InflaciónFigura 41 Efectos del aporte de capital
Considerando las mismas variables, se puede observar que la valoración del proyecto continúa prácticamente igual, pero se observa una diminución en la valoración para el accionista para el caso de que estos aporten el 40%.
El mejor caso es que los socios aporten el 20%, tanto para el proyecto como para los accionistas.
Variaciones en las tasas de interés
Se ha considerado la variación de medio punto porcentual por encima y por debajo de la tasa de interés del préstamo que se asume en el proyecto con la finalidad de ver cómo afecta a la rentabilidad del proyecto.
Tabla 35. Efectos de la tasa de interés Hipótesis Proyecto Accionista Efecto en la TIR Efecto en el VAN Efecto en la TIR Efecto en el VAN
Tasa de interés del 5% 11,90% 572.265 11,80% 493.819
Tasa de interés del 5,5% 12,00% 575.963 11,70% 488.835
Tasa de interés del 6% 12,00% 579.660 11,70% 483.851
Figura 42. Efectos de la tasa de interés
50% 55% 60% 65% 70% 75% 80% 85% 11,40% 11,60% 11,80% 12,00% 12,20% 12,40% F I N A N C I A D O TIR
Financiación del Prestamo Vs TIR Financiación 4,0000% 4,5000% 5,0000% 5,5000% 6,0000% 6,5000% 11,40% 11,60% 11,80% 12,00% 12,20% 12,40% I N T E R E S InteresVs TIR Tasa de interés
Disminución de los plazos del préstamo.
Debido a la tesorería favorable, en el presente análisis se proyecta adelantar el pago del préstamo en 10 años (3 años de periodo de gracia y 7 con pago de intereses). Asimismo también se analiza la posibilidad de incrementar el plazo de pago a 16 años (3 años de periodo de gracia y 13 años con pagos de intereses).
Tabla 36. Efectos del plazo del Préstamo Hipótesis Proyecto Accionista Efecto en la TIR Efecto en el VAN Efecto en la TIR Efecto en el VAN
Aumento del plazo del préstamo 12,00% 583.120 11,60% 473.690
Plazo de referencia 12,00% 575.963 11,70% 488.835
Disminución del plazo del préstamo 11,90% 568.011 11,90% 473.690
Figura 43 Efectos del plazo del Préstamo
Como se puede observar un mayor apalancamiento mejora la rentabilidad del negocio. 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 10,00% 10,50% 11,00% 11,50% 12,00% 12,50% P L A Z O ( a ñ o s ) TIR
Plazo del Prestamo Vs TIR Prestamo
Figura 44.Resumen del estudio económico TIPO: Parque Eólico Offshore. POTENCIA: 360 MW
TECNOLOGÍA: Turbina Enercon E-126 de 6MW
CALENDARIO
Inicio Eval. Emplazamiento: Julio-2008 Inicio Promoción: Junio-2008 Inicio Ingeniería: Mayo-2010 Inicio Compras: Mayo-2012 Inicio Cons trucción: Marzo-2013 Inicio Operación: Sept.-2014 Periodo de Explotación: 25 años INVERSIONES Evaluación y Emplazamiento: 600 m€ Promoción 9.750 m€ Ingenieria: 7.500 m€ Compras: 648000 m€ Construcción 245.000 m€ Puesta en marcha: 6.400 m€ TOTAL: 917.250.250 m€
COSTES DE OPERACIÓN Y MANTTO. (Año Base)
Operación y Mantenimiento 20 €/MWh Gastos administrativos 999.750 m€/año Seguros: 10 m€/año Cánones: 0.3 €/MW
*Costes actualizables anualmente.
Venta a mercado
Opción retribución RD661: Tarifa Precio de Venta de Energía: 146,28 €/MWh Límite superior: 192,131 €/MWh Tipo de interés carencia: 5,5% Tipo de interés en amortización: 5,5% Periodo de amortización: 10 años Periodo de carencia: 3 años ENERGÍA ELÉCTRICA
Producción: 1.069.200 MWh/año Tipo impositivo: 30% DATOS DEL FINANCIAMIENTO / DEUDA
Aporte socios: 30% 275.175 m€ Financiación ajena: 70% 642.075 m€ Duración: 10 años Meses de amortización: 300 Plazo de cobro: 60 días Plazo de pago: 90 días Interés financiero: 5.5% Coste deuda: 5.5%
DEFINICIÓN
PROYECTO: Diseño, Construcción y Explotación de un Parque de Generación de Energía.
DATOS ECONÓMICOS Y FINANCIEROS
CONCEPTOS 2017
I ngres os por Venta s a l conta do 144.555 I ngres os por Venta s a l crédi to 28.911
Cos te de Ve nta s 0
MARGEN BRUTO 173.466
Margen Operativo 173.466
Gastos pre-operativos
Gastos Operativos 29.254 Ope ra c & Ma nte ni m 22.686 Gtos . Admi ni s tra ci ón 1060,63
Se guros 3.934 Cá non terrenos 1.180 I AE 393,38 EBITDA 144.211 Amortizaciones 35.720 I nmovi l i za do 35.720
Fondo de Come rci o 0
Resultado Explotación 108.491
Resultado Financiero +- -28.251
Ga s tos fi na nci e ros (i nte re s es ) 28.251 Comi s i ón Ape rtura
Otros i ngres os fi na nci eros 0 Extraordinarios Resultado Bruto 80.240 Crédito Fiscal Base Imponible 80.240 I mpues to 24.072 Resultado Neto 56.168 Res e rva Le ga l 5.617
Di vi dendos s obre res ul t. 28.084 Res e rva Vol unta ri a 22.467 PYG Acumul a da
RESULTADOS
VAN del Activo: 575.963 m€
TIR del activo: 12%
VAN del Accionista 488.835 m€
Durante el desarrollo del proyecto se han obtenido las siguientes conclusiones: En el primer capítulo “Análisis del Entorno” se relacionan los parques eólicos marinos existentes en Europa, de esta relación se puede concluir que existen países como por ejemplo Dinamarca o Reino Unido donde esta tecnología ya está madura, y tiende a crecer anualmente en capacidad instalada. Se persigue conseguir el objetivo marcado por la UE de disponer de 40 GW offshore en el año 2020.
Respecto a España cabe destacar que actualmente hay empresas interesadas en desarrollar los parques offshore, ya que en el año 2007 se lanzaron dos reales decretos que favorecen la inversión en esta tecnología.
En el segundo capítulo “Análisis estratégico del negocio offshore en
España”, se realiza un análisis del entorno político/legal, económico,
tecnológico/técnico y para terminar un análisis DAFO. Se concluye que existe un entorno político, económico, social y tecnológico favorable para el desarrollo de esta tecnología, por lo que se presentan favorables oportunidades de inversión en España, aunque en dicho entorno, se tiene puntos críticos sobre los que es necesario trabajar. Se han identificado algunos de ellos:
- Altos costes de instalación y operación - La integración en la red eléctrica.
- Pequeña plataforma continental de la costa española - Condiciones meteorológicas y marinas
En el tercer capítulo “Fases del proyecto”, se detallan cada una de las fases para la realización de un proyecto general offshore. A modo de resumen estas son:
- Promoción, Ingeniería y estudios previos - Construcción y Puesta en Marcha
- Operación y Mantenimiento - Desmantelamiento y Reciclado -
En la fase de promoción se analiza el RD1028/2007 en lo que se refiere a su normativa aplicable y sus tiempos de tramitación, se concluye que aunque regulariza la implantación de esta tecnología, produce trámites de muy larga duración. Esto podría ser contraproducente ya que si se derogada el decreto que regulariza las primas eólicas offshore, a favor de otro con peores condiciones económicas, podría producir el abandono del proyecto porque ya no fuera rentable para el promotor.
En la fase de construcción se analizan las cimentaciones idóneas para la placa española, y los posibles impactos medioambientales, respecto a estos últimos decir que los mayores impactos medioambientales se producen durante la fase de construcción del parque, y son eliminados una vez terminado. Cabe destacar que existen impactos asociados a la explotación, como pueden ser el ruido aéreo,
alteración sobre el hábitat de la zona..Por ello es necesario la realización de un Estudio de Impacto Ambiental en la fase de tramitación, ya que éste recogerá las medidas protectoras y correctoras que se deben aplicar para disminuir los efectos negativos medioambientales que produce la implantación del parque eólico.
En el cuarto capítulo “Definición del Proyecto Objeto de Estudio” se define el parque eólico offshore que será objeto del análisis de económico que se realizará en el siguiente capítulo. La selección del emplazamiento elegido, el Golfo de Cádiz, se debe a las consideraciones generales, la ubicación estratégica, la repercusión socioeconómica y la planificación de infraestructuras en la red de transporte, y el estudio realizado en el anexo 4.
En el quinto capítulo “Evaluación Económica y Financiera”, se presenta un cronograma con las actividades del proyecto offshore y se analiza la inversión a realizar, los gastos implicados, y el modo de financiación, entre otros.
Como resumen, la inversión alcanza los 917.250 m€ .Es importante recalcar que solo una empresa de gran capacidad financiera puede acometer proyectos de esta magnitud y poder esperar el largo período de tiempo que transcurre desde el inicio del desembolso de capital hasta la explotación del parque y generación de ingresos. Este período viene marcado fundamentalmente por el prolongado proceso de tramitación establecido en el RD 1028/2007.
La financiación de la inversión se realizará con un 30% de capital propio y una financiación externa del 70% restante. El aporte de los socios se realizará entre el período 2008-2012 que constituyen los gastos pre operativos que van desde la elección del emplazamiento hasta la puesta en marcha, y el préstamo bancario entre el período 2012-2014 cuando se realiza la compra de los aerogeneradores, la construcción y la puesta en marcha.
Del análisis económico realizado se puede concluir que el negocio es muy rentable, es aconsejable invertir ya que satisface las expectativas del inversionista arrojando un VAN del proyecto de 575.963€ y una TIR del 12%, así como se obtiene un VAN para el accionista de 488.835€ con una TIR del 11,7%.