En el horizonte se vislumbran grandes desafíos de ejecución a distintos niveles:
• Industrial: capacidad de producción, transporte y puesta en marcha de todas las unidades productoras y auxiliares: aerogeneradores, placas fotovoltaicas, inversores, transformadores, subestaciones, etc.
• Constructivo: movimiento de tierras, viales, disponibilidad de grúas, cableados.
• Financiero: estructuras financieras cada vez más complejas y con requisitos mucho más estrictos de lo que el panorama español está acostumbrado.
• Retributivo: parece difícil que los proyectos sin PPAs y mucho apalancamiento puedan alcanzar financiación.
• Legal: los contratos bilaterales van a requerir de gran precisión en su ejecución dado lo ajustado de los márgenes, las garantías, penalizaciones, responsabilidades, etc. tienen que quedar muy bien delimitadas.
La rentabilidad de los proyectos depende de muchos factores, que por supuesto han de ser muy finamente determinados y eso, en plena carrera por construir, va a ser muy difícil de controlar. Siempre se ha dicho que las prisas son malas consejeras, y el refranero español rara vez se equivoca.
Hace no mucho leí uno de esos memes que circulan por la red, que decía algo así como que un “project manager” es alguien que cree que con 9 mamás se puede tener un bebé en un mes. Salvando las distancias con la broma, todo indica que algunos planes de desarrollo y ejecución de plantas eólicas y fotovoltaicas en España pasan por aproximaciones no muy diferentes a eso. En este artículo, de la mano de la experiencia de UL, nos atrevemos a intentar poner un poco de realismo en la situación, presentando los riesgos más importantes a afrontar desde el punto de vista de ejecución técnica de los proyectos y con el enfoque de conseguir acceso a una financiación que va a estar muy determinada por la seriedad y robustez de los proyectos.
Producción
El marco retributivo español ha cambiado notablemente. Toda la remuneración va contra la producción, desapareciendo los incentivos a la capacidad instalada. Ya casi no se puede hablar de activos regulados sino “merchant”. Esto hace que la estimación realista y precisa del recurso eólico o solar sea mucho más crítica de lo que lo había sido nunca.
La monitorización on-site es clave (en eólica) para reducir las incertidumbres. Los detalles en la selección de equipos, en su distribución en los mástiles para evitar influencias en las mediciones, la instalación precisa (cada grado de inclinación de un anemómetro puede suponer infra–estimaciones de millones de euros), la monitorización, tratamiento de datos y aseguramiento de los criterios de calidad más estrictos marcan la diferencia en la validez de los datos obtenidos.
Una vez se cuente con buenos datos en posición de torre, el análisis de recurso eólico requiere de modelos de extrapolación horizontal para trasladar las condiciones de viento a todo el polígono del parque. En España, con una gran mayoría de parques en terreno complejo, los modelos apoyados en Jackson-Hunt (WASP) aportan una aplicabilidad insuficiente. Es necesario apoyarse en modelos NWP o CFD para conseguir la convergencia adecuada.
En el caso de las plantas solares, la simulación con modelos disponibles en el mercado, la precisión de la medida de irradiación (si existe), la variabilidad interanual, y la caracterización adecuada de la degradación, marcan la diferencia.
Una vez modelizado el recurso bruto, las pérdidas sistemáticas y las incertidumbres en la evaluación definirán el P50, P90 y P99 como vectores clave en la financiación. La búsqueda exhaustiva de reducción en la incertidumbre conlleva acercar los valores de P50 y P90 al máximo, lo cual es sinónimo de mitigación del riesgo en la producción y alta calidad del estudio. Para poder definir todos los factores correctamente se ha de contar con comparativas exhaustivas contra parques en operación y bases de datos robustas para caracterizar cada partida.
Una vez reducida la variabilidad en cuanto al recurso, en una situación de práctica ausencia de regulación, queda intentar proyectar de forma creíble los precios de la energía. La estimación a largo plazo de los precios de la energía es prácticamente un ejercicio de adivinación, apoyada en fundamentos más o menos tangibles que aún en el caso de los desarrolladores más confiados, generan una volatilidad notable en la predicción de ingresos. Los datos macro proyectan crecimientos sostenidos de los precios de la energía apoyados en una demanda creciente, e inflación controlada. La sobre–capacidad de generación puede suponer un riesgo importante de reducción de precios o aumento de la necesidad de regulación. Todo esto es difícilmente modelizable e imposible de controlar, por ello la importancia de una caracterización precisa del recurso se hace más importante si cabe.
Tecnología
Se debe tener acceso a información que prevenga la contratación de proveedores inexpertos o con antecedentes negativos o fallos en serie. Hoy en día en España se trabaja con proveedores con demostrada solvencia técnica, económica y postventa (garantías). Sin embargo, la presión competitiva está generando prácticas de mayor riesgo como el “forward–selling” (comercialización de productos en fase de prototipado) o la excedencia en cargas (clases IEC sobrepasadas).
La conversión energética que se produce en los equipos principales (en eólica aerogeneradores; en fotovoltaica módulos, inversores y estructuras) pivota sobre la eficiencia y disponibilidad como parámetros clave para que la conversión se aproxime a la producción esperada y tenerlos bien atados será clave en la viabilidad de la planta.
La forma más adecuada de mitigar los riesgos ligados a la eficiencia de los aerogeneradores es la ejecución de curvas de potencia de acuerdo a IEC61400-12-1. La presión competitiva en los suministradores acerca las eficiencias reales a las mínimas garantizadas, los márgenes son cada vez menores. La incompatibilidad de posibles calibraciones de emplazamiento con los calendarios de construcción, por una mala planificación, podría inhabilitar la ejecución de los ensayos de curva en contra de los intereses del propio desarrollador.
En cuanto a la disponibilidad, las claves son la tipología de la misma (temporal o energética), su definición (contractual y apoyada en las series IEC 61400-26) y su correcta caracterización / monitoreo (con datos de Scada).
El otro gran riesgo en aerogeneradores es la inadecuación al emplazamiento (por ejemplo, sobrepasando las condiciones de clase IEC), cuya mitigación demanda estudios de cargas que proyecten la situación estructural tanto a extremas como respecto a fatiga para asegurar que las máquinas conseguirán alcanzar la vida proyectada en el modelo financiero. La certificación de los aerogeneradores asegura que se han contrastado de forma independiente los requisitos de diseño (IEC 61400-1) y que lo contrastado encaja con los valores obtenidos en los prototipos ensayados. Este proceso de certificación, supone unas exigencias a los fabricantes en plazo y costes que redundan en un confort mucho mayor para el inversor. Cuando las condiciones bajo las que se certificó el aerogenerador se sobrepasan, se debe contrastar, de forma independiente, que se cumplen los requisitos para los que la integridad estructural del aerogenerador no está comprometida durante la vida útil del mismo.
En fotovoltaica hay que prestar mucha atención a la calidad de los módulos (paneles certificados contra IEC61215 y otras, marcado CE, etc). Los vaivenes sufridos por la industria manufacturera han configurado una industria muy particular donde una gran parte de la producción proviene de ciertos mercados muy lejanos y “low–cost” (huelga dar más pistas) por lo que es muy importante realizar todos los tests e inspecciones necesarios para determinar la calidad del producto (rendimientos, resistencia mecánica, seguridad eléctrica, aislamiento, exposición a condiciones climáticas) así como su integridad tras las pruebas de esfuerzo o el transporte (electroluminiscencia, infrarrojos).
Integración en red
La interconexión va a ser otro de los evidentes cuellos de botella. Es previsible que la infraestructura tenga problemas para estar preparada en fechas (interconexión a red, subestaciones, líneas de alta tensión, etc), y esas restricciones son mitigables por el desarrollador que en todo caso ha de velar por la vigencia y requerimientos correctos del PPA (cuando exista), el contrato de conexión a red, así como la verificación de potenciales limitaciones o regulaciones de potencia y las posibles interferencias del proyecto en el sistema eléctrico.
Todos esos riesgos se mitigan mediante la realización de estudios adecuados y específicos: impacto de red, requisitos de interconexión (calidad de energía, respuesta a huecos de tensión), estudio de evacuación (MW, SET, LAAT, posibles competencias, etc), cumplimiento de requisitos (protecciones, cableado, equipos, SET, LAAT, etc), así como la correcta evaluación de restricciones actuales y futuras.
Obra civil y eléctrica
Por todo lo explicado, la ejecución de toda la obra civil y eléctrica necesaria para poner en marcha todos estos parques eólicos y solares en España va a generar un impacto económico muy positivo en la industria al asegurarse trabajo de construcción en abundancia para prácticamente los dos próximos años. Esta abundancia en la demanda puede, sin embargo, generar restricciones en la contratación de los servicios, por indisponibilidad, falta de plazos y materiales que puede redundar en calidades bajas y precios inflados.
Se recomienda contrato llave en mano a precio alzado y cerrado y asegurar que se cuenta con ingenieros civiles con gran experiencia en procesos de construcción tanto en eólica como fotovoltaica. Otros riesgos habituales: estudios geotécnicos básicos e insuficientes para las características del proyecto, diseño incompleto o inadecuado, plazos de ejecución no viables (que no contemplan con suficiente realismo contingencias derivadas de la meteorología, fallos de suministro, retrasos administrativos, afecciones no contempladas, etc).
Contratos (PPA, IA, EPC, TSA, BoP, O&M)
Los contratos conforman una de las partes más críticas dentro de la definición del proyecto. Las prisas por cerrar las redacciones y empezar a ejecutar van a generar innumerables riesgos abiertos que no tienen otra solución que la revisión en profundidad de todos los aspectos técnicos contractuales que, o bien pueden suponer un riesgo para el proyecto, o no son práctica habitual en la industria.
El análisis de garantías se convierte en uno de los puntos fundamentales. Hay que poner énfasis en la comprobación de que las garantías y sus penalizaciones asociadas son suficientes para cubrir posibles lucros cesantes del proyecto y la correcta integración de la sensibilidad en el modelo financiero.
Los retrasos son otro punto clave. Es necesario un análisis detallado de la coherencia entre contratos a nivel de alcance, cronograma y responsabilidades y penalizaciones con clara definición de la matriz de responsabilidades y sus riesgos asociados.
El contrato de O&M cobra también especial relevancia en el actual marco debido al peso que el OPEX va a aportar al modelo financiero. Actualmente sin modelo “Full–Service” por parte del tecnólogo parece inviable acceder a financiación. En este punto la negociación del contrato debe poner énfasis no solo en la disponibilidad sino en cómo se gestionan los grandes correctivos, caracterizar la fuerza mayor, y acotar tiempos de respuesta y asegurar que el modelo de explotación maximiza el retorno de la inversión.
En todos y cada uno de los campos expuestos, UL Renovables (gracias a la herencia recibida de las históricas marcas DEWI y AWS Truepower) se perfila como el socio tecnológico perfecto por la enorme experiencia atesorada tras 30 años de trabajo en el sector, siendo una referencia en cada uno de esos campos. En España, donde contamos con más de 60 expertos en la división de renovables trabajando en ensayos, inspecciones, certificación y consultoría, UL Renovables es la opción número uno para un gran número de desarrolladores, fabricantes y entidades financieras.
