9 estudio viabilidad_tecnico_economico

CURSO DE ENERGÍA EÓLICA PARA NO EXPERTOS

I Edición
25 de septiembre a 24 de octubre de 2007
1

SESIÓN: Estudio de viabilidad técnico-económico de parques eólicos
PROFESOR:

Javier Martínez Barrios
Beatriz Muñiz Baum.

2

Estudio de viabilidad técnico – económico de parques eólicos

INDICE

1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
8.
9.

Objetivo
Elementos principales de un parque eólico
Situación administrativa
Características técnicas
Estructura societaria
Cronograma de ejecución
Definición económica
Esquema financiero
Plan de negocio

3


1. Objetivo

¿?
Toma de decisión

Determinar la conveniencia o no de realizar la inversión
asociada a la construcción de un parque eólico

Rentabilidad esperada del negocio a largo plazo

4


1. Objetivo (2)
Características
técnicas del proyecto

Madurez del proyecto

Rentabilidad esperada
del negocio a largo plazo
Estructura de costes
de explotación

Marco legislativo existente

Capacidad de asunción de
riesgos por parte del inversor

5


1. Objetivo (3)
Un parque eólico tiene un periodo de madurez muy elevado

3 a 7 años
Detección de la posibilidad de negocio
Inicio de la promoción

Construcción
Inicio de explotación

+
-

seguridad en la
inversión

Análisis de viabilidad

Viabilidad
técnica

Viabilidad
económica

Construcción y
explotación del
parque eólico

6


2. Elementos principales de un parque eólico
Aerogeneradores
Terreno

Infraestructura eléctrica
de evacuación

7


+

Permisos y autorizazciones

3. Situación administrativa

• Declaración de impacto ambiental
• Autorización administrativa
• Autorización del proyecto de ejecución
• Licencia de obra
• Régimen especial
• Punto de conexión (REE,
Distribuidora)

• Acuerdos con los Ayuntamientos
• Acuerdos con organismos locales
• Condicionantes autonómicos y locales

8


3. Situación administrativa (2)

+

+

Tramitación de terrenos
• Propiedad
• Alquiler (vida útil de la instalación)
• Expropiación (utilidad pública)
• Limitaciones de uso o paso
• Presiones vecinales
9


3. Situación administrativa (3)

En el caso de la infraestructura eléctrica de evacuación la
tramitación administrativa puede depender de REE o de la empresa
distribuidora de la zona

La capacidad de agilizar la tramitación
administrativa queda en manos de
terceros

En otras ocasiones es el promotor quien realiza
la tramitación cediendo posteriormente la
propiedad de la instalación

10


4. Características técnicas del proyecto

Características
y disponibilidad
de terreno

Características físicas
Climatología
Cimentación
Transporte

Evaluación del
recurso eólico

• Clase del emplazamiento
• Curva de potencia del
aerogenerdor

Capacidad de
evacuación de
energía

• Características de la red de
evacuación
• Capacidad máxima de
evacuación

Modelo de
aerogenerador

Potencia del
parque eólico
(MW)

Condicionantes
medioambientales

11


4. Características técnicas del proyecto (2)

Potencia de la
instalación
(MW)

Modelo de
aerogenerador

Máxima generación de
energía alcanzable

kWh brutos

Horas equivalentes = kWh / KW instalados
Evaluación del
recurso eólico

12


4. Características técnicas del proyecto (3)

kWh brutos
• Pérdidas por efecto estela
• Histéresis por vientos altos
• Degradación de palas
• Hielo y/o ensuciamiento de palas
• Algoritmo de parada
• Sobrepotencia
Mantenimiento de aerogeneradores
+
• Disponibilidad técnica
Mantenimiento de subestación
+
• Autoconsumo
• Pérdidas internas en parque

kWh netos

• Pérdidas en evacuación
• Pérdidas por condicionantes ambientales

kWh facturables
13


5. Estructura societaria

Instalaciones propias

Gestión directa en todos los aspectos

Instalaciones en participación

Existencia de otros socios
Gestión compartida

Estructura societaria
• Sociedades anónimas
• Sociedades limitadas
• Agrupaciones de interés económico

• Unión temporal de empresas
• Cuentas en participación
• Comunidad de bienes

14


5. Estructura societaria (3)
Establecer los acuerdos y mecanismos adecuados para
garantizar el buen funcionamiento de la sociedad

Control = f (% de participación)
•
•
•
•
•

Definición de los estatutos
Órganos de administración de la sociedad
Acuerdos de socios
Control en la toma de decisiones
Prestación de servicios por parte de los socios

15


6. Cronograma de ejecución

• Creación de la sociedad
• Consecución de licencias y
autorizaciones
• Acuerdos con propietarios de
terrenos
• Consecución de la
financiación
• Obra civil
• Infrestructura eléctrica
• Suministro y montaje de
aerogeneradores
• Puesta en marcha
• Inicio de explotación

CONCEPTO

2004
Año 2005
Nov Dic Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic

Aprobación Plan de Negocios
A.A. y aprobación proyecto Parque
A.A y aprobación proyecto SET
A.A. Declar. de UP y aprob. proyecto LAT
Licencias de obra Parque y SET
Licencias de obra LAT
Acuerdos propietarios
Solicitud de ofertas Parque, SET y LAT
Análisis de ofertas Parque, SET y LAT
Adjudic. de ofertas Parque, SET y LAT
Formaliz. contratos Parque, SET y LAT
Obra Civil Parque (caminos y zanjas)
Cimentaciones aerog. virolas y fustes
Suministro y Montaje de aerog.
Infraestructura eléctrica
Edificio de control
Subestación
Suministro y montaje trafo de potencia
construcción y montaje LAT
Puesta en marcha

16


6. Cronograma de ejecución (2)
Determina el tiempo previsto para el inicio de la explotación
La
puesta
en
marcha
requiere la coordinación con
la distribuidora que debe
estar
presente
en
las
pruebas de energización y
ensayos de protecciones.

ACTIVIDAD
0.
1.

2.1.
2.2.
2.3.
2.4.
2.5.
2.5.

Envío de Docum entación PEM
Reunión de Lanzam iento en Obra

Revisión LAT
Revisión Obra Civil
Revisión Montaje Electrom ecánico Aeros
Revisión Montaje Electrom ecánico SET
Auditoria de Seguridad SET y Aeros
Com probación de Ajustes y Ensayo Protecciones

1

4.1
4.2
4.3
4.4.

5.

5 6 7

8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30

43

1
d
1
d
3d
2d
1
d
(Co ndicio nes:
I.- A pro bació n po r la DE de lo s diferentes Pro to co lo s de Energizació n.
II.- A pro bació n de A ctas de P EM Pro visio nales o Definitivas para lo s diferentes elemento s.)

HITO Traspaso DT-->DE
3.1. Pruebas de Com unicaciones y Telemando/disparo
3.2. Energización de Subestación

2 3 4

(Deberá estar dispo nible al meno s diez dias antes de la reunió n de lanzamiento )
1
d

1
d

(Sujeto a acuerdo co n la empresa distribuido ra)

2d

Revisión tiradas de MT
Supervisión PEM Aeros
Auditoría de Seguridad Final
Energización Líneas MT y Aeros

2d

Inicio de Prueba de Disponibilidad (500 H.)

21
d

5d
4d

6.1. Revisión Edificio
6.2. Com probación Requisitos Medioam bientales

1
d

7.1. Informe de Pendientes
7.2. Recepción Provisional de la Instalación

7d

1
d

Previo a la energización de la
SET tiene que firmarse el
contrato de venta de energía
y la póliza de abono con la
empresa distribuidora.

17


7. Definición económica del proyecto
7.1. Inversión
El coste medio de la inversión en parques eólicos depende del
recurso eólico, de la potencia unitaria y del tamaño del parque
-

Inversión total Miles €/MW

+

AEs
POT.< 1MW

AEs
POT.> 1MW

Más de 2.600

1.184

1.342

1.088

1.319

1.196

1.356

1.100

1.335

1.210

1.371

1.112

Inversión €

Nº horas
equivalentes

1.351

De 2.200 a 2.600

Menos de 2.200
Parques < 20 MW
Parques > 20 MW

+

Datos 2006

18


7. Definición económica del proyecto (1)
7.1. Inversión (1)
CONCEPTO:
Aerogeneradores

€/KW

€

% s/total

1.847,90

46.199.075,00

73,11%

Desmontaje grúa

2,40

120.000,00

0,19%

Torres Anemométricas

1,40

70.000,00

0,11%

Obra Civil

78,13

3.906.580,00

6,18%

Sist. Telecontrol y control de reactiva

2,08

104.044,00

0,16%

Integr. Sist. Control de Endesa

4,00

200.000,00

0,32%

Infraestructura eléctrica MT

66,11

3.305.567,00

5,23%

subestación transformadora

57,70

2.884.850,00

4,57%

Línea de interconexión

85,46

4.273.196,00

6,76%

Licencias de obra

6,00

300.000,00

0,47%

Dirección de obra

4,80

240.000,00

0,38%

Seguimiento durante las obras

1,40

70.000,00

0,11%

Geotécnico y control

2,00

100.000,00

0,16%

Comprobación curva de potencia

1,34

65.200,00

0,10%

Fee de promoción

15,00

750.000,00

1,19%

Imprevistos y varios

12,00

600.000,00

0,95%

1.263,77

63.188.512,00

TOTAL INVERSIÓN

19


7.1. Inversión (2)
El coste medio de la inversión en parques eólicos se ha
incrementado en los últimos años
• Aerogeneradores de mayor potencia unitaria y mayor diámetro de pala
• Aerogeneradores de mayor complejidad tecnológica
• Paso variable
• Control de reactiva
• Comportamiento frente a huecos de tensión
• Mayores costes de integración en la red eléctrica
• Mayor tensión en el punto de conexión
• Mayor flexibilidad y estabilidad en la operación de las subestaciones
• Condiciones de operación más estrictas impuestas por el O.S.
• Menor disponibilidad de emplazamientos y mayores exigencias
medioambientales
20


7.2. Datos técnicos de funcionamiento
kWh brutos
kWh facturables

H. eq. brutas
H. eq. facturables

2.100 a 3.300 Horas equivalentes facturables
Vida útil de la instalación

15 a 20 años

Año de puesta en servicio

1 año desde inicio
de construcción

Planificación de puesta en marcha

3 meses desde 1º
kWh generado

21


7.3. Ingresos
1994

Régimen
especial

1997

Real Decreto 2366/1994

1998

Real
Decreto
2818/1998

2004

2005

2006

May-2007

Real Decreto 436/2004

Real Decreto
661/2007

Posibilidad de gestión en el mercado de
la energía procedente de los parques
eólicos

22


7.3. Ingresos (2)

100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0

GP - Desvío
Prima
precio pool
Precio de casasción

6,00

20
00
20
01
20
02
20
03
20
04
20
05
20
06
20
07

€/MWh

Evolución histórica de los precios de venta de la energía de los
parques eólicos

4,00
2,00

Años
Año
Precio final (€/MWh)

2000
66,60

2001
65,70

2002
73,20

garantía de
potencia

2003
62,00

2004
61,98

2005
90,74

2006
92,12

2007
77,52

-2,00
Año
2005
2006
2007

GP
4,80
5,35
4,50

Desvío
-4,34
-2,19
-1,80

Total
0,46
3,16
2,70

Coste desvíos

0,00
2005

2006

2007

Total

-4,00
-6,00

El coste del desvío puede oscilar entre 1,5 y 2,5 €/MWh
23


7.4. Costes de explotación
Operación y mantenimiento de aerogeneradores
• Los costes dependen de la modalidad de O+M que se adopte:
1. Mantenimiento integral
2. Operación propia y mantenimiento por un tercero
3. Control directo del mantenimiento y gestión de repuestos

• En los costes de O+M se incluye:
1.
2.
3.
4.
5.

8 a 14 €/MWh

Operación
Mano de obra
Medios auxiliares
Repuestos
Soporte técnico del fabricante de aerogeneradores

24


7.4. Costes de explotación (1)
Operación y mantenimiento de la infraestructura eléctrica

•
•
•
•
•

Maniobras en AT
Disponibilidad 24 h para intervención
Reparación de averías
Las Intervenciones se pagan por administración
Repuestos contra factura

30.000 a 60.000 €/año

25



Mantenimiento de viales
• Mantenimiento anual una vez concluido el período de lluvias
•
•
•
•
•

Nivelación
Refinado
20.000 a 45.000 €/año
Planeado
Compactado
Limpieza y rehabilitación de cunetas

26


En los costes de mantenimiento hay que tener en cuenta la
existencia de garantías

• Alcance de las garantías de suministro
• Período de vigencia
Establecer los mecanismos
adecuados para que las
garantías sean de aplicación
Puede llegar a condicionar el precio y el proveedor del
servicio durante un período

27


Seguimiento medioambiental
Tiene unos costes muy variables dependiendo del emplazamiento y de las CCAA
•
•
•
•
•
•
•

Seguimiento de avifauna
Control de ruidos
Control sobre la calidad de las aguas
Revegetación
Mantenimiento de los pastos
Gestión de residuos (aceites)
Desmantelamiento de la instalación al final de la vida útil

24.000 a 125.000 €/año

28



Seguros
•
•
•
•
•

Avería de maquinaria
Pérdida de beneficio
Lucro cesante por avería en clientes
Robo
Responsabilidad civil
0,30 a 0,45 % s/inversión
+
Daños < franquicias
29



Seguridad
Costes asociados a la seguridad de las personas y de las instalaciones
Servicio de
prevención
propio

Servicio de
prevención
ajeno

•
•
•
•
•
•

Evaluación de riesgos
Planificación preventiva
Cumplimiento de normativa de seguridad
EPIs
Formación
..., etc.
Presupuesto anual

30



Arrendamientos de terrenos

Depende de la modalidad:

• Coste fijo por aerogenerador
• Porcentaje del ingreso
0,15 a 0,45 % s/ facturación

Convenios con Ayuntamientos
¿¿¿¿¿¿¿
Convenios con entidades locales

31


Personal
Personal propio encargado de controlar el funcionamiento del parque eólico en el propio
emplazamiento.

1 técnico de parque c/ 100 MW
Gestión

Tributos

30.000 a 60.000 €/año

•IBIs
•IAEs

Compra energía eléctrica
Varios

40.000 a 55.000 €/año (*)

1,5 a 2,0 €/kW

30.000 – 50.000 €/año

20.000 a 90.000 €/año

(*) coste empresa considerando todos los costes

32


Amortización técnica de la instalación
•
•
•
•

Sólo se amortizan los activos materiales
Los terrenos no se amortizan
Las condiciones de amortización están legisladas
En caso de realizar inversiones durante la vida del proyecto, éstas deben incrementar el
inmovilizado y amortizarse

Periodo de amortización técnica:

15 a 20 años

Importe de la amortización técnica anual:
• Lineal
• Acelerada

Inversión / 15 – 20 años

33


8. Esquema financiero
Existen dos formas de financiar un proyecto de inversión :
• Aportación de los socios
• Endeudamiento bancario
Generalmente los proyectos se articulan con formas mixtas que
determinan el grado de apalancamiento de la inversión y la transmisión
de riesgos a las entidades financieras.
Cuanto mayor sea el grado de apalancamiento, mayor endeudamiento,
mayor será la rentabilidad para el accionista, aunque los costes
financieros serán más altos y las condiciones de la misma más
restrictivas.
El esquema financiero de un proyecto afecta a la rentabilidad del
accionista NO a la del proyecto.

34


8. Esquema financiero (2)
El esquema financiero de un proyecto eólico condiciona el pasivo del negocio
PASIVO
Fondos propios
1.1 Capital propio
1.2 Prima de emisión
1.3 Reserva de revalorización
1.4 Reservas legales
1.5 Reservas voluntarias
1.6 Resultados de ejercicios anteriores y remanente
1.7 Dividendo entregado a cuenta
1.8 Perdidas y ganancias atribuibles a la sociedad
Ingresos a distribuir en varios ejercicios
2.1 Subvencion de capital
2.2 Otros ingresos a distribuir en varios ejercicios
Provisiones para riesgos y gastos
3.1 Provisiones para pensiones y obligaciones similares
3.2 Otras provisiones
Acreedores a largo plazo
4.1 Deudas con entidades de crédito
4.2.a Deudas con socio electrico I (ECyR)
4.2.b Deudas con socio electrico II
4.3 Deudas con otros socios
4.4 Otros acreedores
Impuesto diferido
Acreedores a corto plazo
6.1 Deudas con entidades de crédito
6.2.a Proveedores servicios socio electrico I (ECyR)
6.2.b Proveedores servicios socio electrico II
6.2.c C/c socio electrico I (ECyR)
6.2.d C/c socio electrico II
6.3.a Proveedores servicios otros socios
6.3.b C/c otros socios
6.4 Acreedores comerciales
6.5 Acreedor Hacienda Pública
6.6 Otras deudas no comerciales
6.7 Provisiones para operaciones de tráfico
6.8 Ajustes por periodificación

52.663

53.377

51.321

52.080

47.780

48.284

5.416
481
1.165

3.011
481
1.165

3.737
481
1.165

4.130
481
1.165

4.390
481
1.165

4.527
481
1.165

96

96
461

96
461

96
461

96
461

96
461

388

808

1.534

1.927

2.187

2.324

41

44

47

48

54

57

41
38.585
33.335
2.625

44
38.352
33.102
2.625

47
38.352
33.102
2.625

48
38.002
32.752
2.625

54
36.234
30.984
2.625

57
36.234
30.984
2.625

2.625

2.625

2.625

2.625

2.625

2.625

8.621
5.492

11.970
5.836

9.185
5.959

9.900
6.427

7.103
3.573

7.467
3.694

286

300

45

60

75

90

286

300

45

60

75

90

387
2.116

3.195
2.278

225
2.843

317
2.961

240
3.068

437
3.077

54

61

68

75

71

79

3.286

35


9. Plan de negocio
Hipótesis de evolución de las variables de entrada condiciona la
asunción de riesgos por parte de los inversores

•
•
•
•

Evolución de los ingresos
Evolución de los costes de explotación
IPC
Euribor

Certidumbre en
la capacidad de
generar fondos
del proyecto

Ratios de evaluación de las propuestas de inversión
• TIR del proyecto y del accionista
• VAN del proyecto y del accionista
• Pay - back

Período en el que se realiza la
evaluación económica

36


9. Plan de negocio (2)
9.2. Datos de entrada
Datos té cnicos
Potencia bruta
Disponibilidad técnica
Pérdidas eléctricas internas de parque
Horas equivalentes NETAS
Pérdidas de evacuación
Horas equivalentes NETAS con evacuación
Primer año en servico más de 6 meses
Datos e conóm icos
Inversión Material Total
Vida útil
Periodo amortización técnica
Periodo amortización deuda
Apalancamiento
Opción de venta de energía (Tarifa / Mercado)
Grupo retributivo
Escenario de amortización
Datos de e x plotación
Canon Terrenos
O+M+R variable
Convenio Ayuntamiento
Seguros
Tributos
Personal
Compra energía eléctrica
Mmto. infraestructura eléctrica
Varios
Administración
Coste Sistema de Predicción
Mantenimiento de viales
Actuaciones de vigilancia ambiental
Participación de ECyR

kW
%
%
horas/año
%
Año
Miles Euros
Años
Años
Años
%

% s/facturació
Euros/MWh
% s/facturació
s/inversión
Euros/kW
Euros/año
Euros/año
Euros/año
Euros/año
Euros/año
Euros/año
Euros/año
Euros/año
%

50.000
97%
1%
2.720
0,71%
2701
2009
64.972
20
15
13
80%
Mercado
b.2.1-2
Lineal
2,5%
10,00
2,0%
0,4%
1,72
36.800
40.000
40.000
40.000
45.000
19.000
35.000
20.000
100%

37


9. Plan de negocio (3)
9.3. Resultados
PLAN DE NEGOCIO
PARQUE EÓLICO 50 MW
Primer año que la instalación está más de 6 meses en servicio: 2009
2.006

2.008

2.009

2.010

2.011

2.012

0

1

2

3

4

1,40%

1,40%

1,40%

1,40%

1,40%

2,82%

4,26%

5,72%

2,50%

2,50%

2,50%

2,50%

2,50%

2,50%

5,06%

7,69%

10,38%

2,50%

2,50%

2,50%

2,50%

2,50%

2,50%

5,06%

7,69%

10,38%

50.000
0,71%
49.645
24
365
100%
2.720

50.000
0,71%
49.645
24
365
100%
2.720
2.720

50.000
0,71%
49.645
24
365
100%
2.720
5.440

50.000
0,71%
49.645
24
365
100%
2.720
8.160

50.000
0,71%
49.645
24
365
100%
2.720
10.880

136.000
966
135.034

136.000
966
135.034

136.000
966
135.034

136.000
966
135.034

136.000
966
135.034

135.034

135.034

135.034

135.034

Años de operación

2.007

2.009

1.- Indices de precios:
IPC Electricidad:
Acumulado
Actualización Costes de O. y M.:
Acumulado
Actualización Otros Costes de Explotación:
Acumulado
Participación Fondos Propios
Tasa de Actualización Fondos Ajenos
Tasa Impuesto Valor Añadido

b

20,00%
6,18%
16,00%

2.- Planta
2.1.- Datos Técnicos
Potencia Bruta (kW)
Autoconsumos y Pérdidas eléctricas (%)
Potencia Neta (KW)
Horas de funcionamiento/día
Días funcionamiento/año
Disponibil. Garantizada (horaria):
Horas de funcionamiento:
Horas de funcionamiento acumuladas:
Energía generada Ciclo Vapor (MWh/año):
Autoconsumo + pérdidas eléctricas (MWh/año):
Energía Exportada ciclo vapor (MWh/año):
Energía Exportada total (MWh/año):

2.701
30,8%

38


PLAN DE NEGOCIO
2.006

2.007

2.009

2.008

2.009

2.010

2.011

2.012

0

1

2

3

4

1,0000

Años de operación

1,0000

1,0000

1,0000

4.346,74
3.673,00
8.019,74
52.160,91

4.346,74
3.379,16
7.725,90
47.814,16

4.346,74
3.085,32
7.432,06
43.467,42

4.346,74
2.791,48
7.138,22
39.120,68

2.2.- Datos económicos
2.2.1.- Inversión
Inversión Planta (Miles de Euros)
64.971,58
Inversión Planta (Miles Euros)
64.971,58
Desembolso Inversión (%)
Desembolso Inversión Material (miles de Euros)
Desembolso Convenio Evacuación (miles de E
3.000,00
Desembolso EV e HC (miles de Euros)
135,00
Gastos de Constitución:
Inversiones adicionales (Euros)
Inversión Anual (Euros)
Int. Intercalarios+comisiones apertura ppal e IVA (mEuros)
FRSD (miles Euros)
100%
Necesidad financiera Inversión (Euros)
Vida útil de la Inversión (años)
20
Período Amortización Técnica (años)
15
Período Aplicación subvención (años)
15
Desembolso IVA Construcción
Devolución IVA Construcción
Necesidad financiera IVA Construcción (mEuros)
Necesidad financiera Total (miles de Euros)
Subvenciones
Cobro Subvenciones (miles de Euros)

525,00

975,00
67,50

525,0

1.042,5

525,0

1.042,5

84,00

166,80
-84,00
82,80
1.125,30

84,00
609,00

100%
61.836,58
1.500,00
67,50
194,9
0,0
63.599,0
1.791,5 b.2.1-2
3.676,6
69.067,1

10.144,65
-166,80
9.977,85
79.044,91

-10.144,65
-10.144,65
-10.144,65
0

2.2.2.- Financiación
Factor de modulación amortización
Capital Social (miles de Euros)
Deuda a Largo Plazo (miles de Euros)
Amortización de la Deuda
+Intereses deuda (miles de Euros)
=Anualidad Deuda
Deuda pendiente a final de período
Deuda Circulante Pte. IVA Construcción:
Amortización Deuda Circ. IVA:
Intereses Deuda Circ. IVA

Lineal

1
20%
80%
13

525,00
0,00

84,00

1.042,50
0,00

166,80
84,00
2,84

12.559,41
56.507,65

56.507,65
10.144,65
166,80
5,64

10.144,65
342,89

39


PLAN DE NEGOCIO
2.006
Años de operación

2.2.3.- Costes Explotación

b.2.1-2 Mercado

Costes de O. y M. Variable (miles de E
2
Convenio Asturias (miles de Euros)
Coste del sistema de predicción (miles de Euro
Coste del Agente Vendedor (miles de Euros)
Seguros, etc (miles de Euros)
Administración (miles de Euros)
Tributos (miles de Euros)
Canon alquiler de terrenos
Varios (miles de Euros)
Total Gastos

10,00
2,00%
18.911
0,315
0,40%
45.000
1,72
2,5%
4,24

2.007

2.009

2.008

2.009

2.010

2.011

2.012

0

1

2

3

4

0,00
229,5
19,4
43,16
266,38
46,13
88,39
286,85
217,10
1.196,86
8,86

0,00
233,5
19,9
43,76
273,04
47,28
90,60
291,91
222,52
1.222,50
9,05

1.464,57
235,2
20,4
44,37
279,87
48,46
92,87
293,97
228,09
2.707,74
20,05

1.501,19
236,9
20,9
45,00
286,87
49,67
95,19
296,07
233,79
2.765,49
20,48

84,97

86,47

87,08

87,70

11.473,90
11.473,90

11.676,24
11.676,24

11.758,89
11.758,89

11.842,71
11.842,71

40
40
0
30
90
1.355,79
295,12
1.060,67
1.060,67

40
40
0
30
90
1.380,07
301,44
1.078,63
17,958

40
40
0
30
90
1.511,20
667,66
843,54
-235,090

40
40
0
30
90
1.525,13
681,90
843,23
-0,308

b.2
Euros/MWh
s/facturación
Euros
Euros/MWh
s/inversión
Euros/kW
s/facturación
Euros/kW
Euros/MWh

2.2.4.- Ingresos
Precio Venta E.E. a la Red (Euros/MWh)

b.2.1-2

Facturación por Venta de Energía Eléctrica (mEuros)
Ingresos Totales

b

2.2.5.- Inversión Capital Circulante
Clientes (días s/ingresos E. Eléctrica a la Red)
Clientes (días s/ingresos resto)
Existencias (días s/ingresos)
Tesorería mínima (días s/gastos)
Pasivo circulante (días s/otros gastos)
Activo Circulante
P.Circulante (sin impuesto/divid.)
Capital circulante
Variación Capital Circulante

40


PLAN DE NEGOCIO
2.006

2.007

2.009

2.009

2.010

2.011

2.012

0

Años de operación

2.008

1

2

3

4

11.473,90
0,00
-1.196,86
10.277,04
-4.462,38
0,00
5.814,66
-2.035,13
0
0
-2.035,13
3.779,53
0,00
10.246,41
-1.060,67

11.676,24
0,00
-1.222,50
10.453,73
-4.462,38
0,00
5.991,35
-2.096,97
0
0
-2.096,97
3.894,38
0,00

11.758,89
0,00
-2.707,74
9.051,15
-4.462,38
0,00
4.588,77
-1.606,07
0
0
-1.606,07
2.982,70
0,00

11.842,71
0,00
-2.765,49
9.077,22
-4.462,38
0,00
4.614,84
-1.615,19
0
0
-1.615,19
2.999,65
0,00

-17,96

235,09

0,31

17.427,65

8.338,80

7.680,17

7.462,33

-56.690
77%
1,07

-48.352
74%
1,23

-40.671
71%
1,17

-33.209
67%
1,18

2.2.6.- RENTABILIDAD DEL PROYECTO
Ingresos de explotación (miles de Euros)
Aplicación Subvenciones
- Gastos de explotación (miles de Euros)
Margen Bruto de Explotación (miles de Euros)
-Amortización Técnica y de Gtos. de Constitución (miles de Euros)
-Provisiones (miles de Euros)
40.000
64.972
Beneficio antes de Intereses e Impuestos (miles de Euros)
- Cuota íntegra Impuesto de Sociedades (miles de euros)
+ Deducción fiscal (miles de euros)
General
Deducción Acumulada años anteriores (miles de euros)
- Impuestos antes de intereses (miles de Euros
35,00%
Beneficio antes de Inter. y después de Impuestos (miles de Euros)
Subvenciones
Devolución IVA construcción (miles de Euros)
Inversión Circulante
Inversión
IVA Inversión
Prima de entrada PROYECTO
Flujo de Caja (Euros)
TIR del negocio a
20
9,18%
VAN del Negocio (mEuros)
6,12%
15.164,85
Pay-back del negocio (años)
10,44

5%

0%

0

84,84

168,47

-530,25
-84,84

-1.052,93
-168,47

-615,09

-1.136,55

-64.040,07
-10.246,41
0,00
-74.118,01

-1.752
0%

-75.255
80%

Calculo payback
Apalancamiento
RCSD

41


PLAN DE NEGOCIO
2.006

2.007

2.008

2.009

2.010

2.011

2.012

0

Años de operación

2.2.7.- RENTABILIDAD DEL ACCIONISTA

2.009

1

2

3

4

1.241,20
1
124,12
124,12
1.117,08
143,11
0
0
14.126,91
0,00
0,00
0,00
0,00
100,0
-12.559
1,07

1.769,93
1
176,99
301,11
1.592,93
143,11
0
0
14.126,91
0,00
0,00
0,00
0,00
100,0
-12.559
1,23

1.049,25
1
104,92
406,04
944,32
143,11
0
0
14.126,91
0,00
0,00
0,00
0,00
100,0
-12.559
1,17

1.254,56
1
125,46
531,49
1.129,10
143,11
0
0
14.126,91
0,00
0,00
0,00
0,00
100,0
-12.559
1,18

0,00
0,00

0,00
0,00

0,00
0,00

0,00
0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

100,00
-12.558

100,00
-12.558

100,00
-12.558

100,00
-12.558

RCSD medio

1,34

2.2.7.2.- TIR, VAN DEL ACCIONISTA
Beneficio después de impuestos (miles de Euros):
Activa la dotación de Reserva legal (Si/No)
Dotación de Reserva legal
Dotación Acumulada de Reserva legal
Beneficio y reservas distribuible (miles de Euros):
Amortización Técnica libre de Amortizac. Financiera:
Beneficio disponible para liquidar deuda:
0
Liquidar deuda con beneficio distribuible (Si/No
Capital Social
Reducción posible de F.P. de la sociedad (miles de Euros):
0
Flujo libre DEVENGADO para el accionista (miles de Euros)
TIR del Accionista a
20
11,70%
VAN del Accionista (miles de Euros.) 10,68%
1.606,71 Flujo COBRADO
Pay-back del accionista (años)

-2,84

-5,64

0,00
0,00
-2,84

0,00
0,00
-5,64

525,00

1.567,50

-525,00
-525,00

0,00
-1.042,50
-1.042,50

14.126,91
0%
0,00
-12.559,41
-12.559,41

10,07

Calculo payback
RCSD

2.2.3.- TIR, VAN ECYR
Flujo libre COBRADO para el accionista (miles
Fee Agente Vendedor (miles de Euros)
Prima de entrada (miles de Euros)
TIR de ECYR a
20
VAN de ECYR (miles de Euros.)
10,68%
Pay-back de ECYR (años)

100%

-524,95
0,00

-1.042,40
0,00

11,70%
1.607

-524,95

-1.042,40

10,07

-12.558,16
0,00
0,00
-12.558,16

Calculo payback

42

9 estudio viabilidad_tecnico_economico

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