Cómo funciona esta calculadora
Un parque eólico es una máquina intensiva en capital cuyo combustible sale gratis: casi todo el coste se paga antes del primer kilovatio-hora, y el resto de su vida es un largo flujo de ingresos bastante previsibles. Esta calculadora reúne en una sola página el núcleo del modelo financiero que usa un promotor:
- Energía (P50). Introduce la velocidad del viento a la altura del buje (con una k de Weibull) y la potencia específica del aerogenerador, o directamente un factor de capacidad neto. Si das la velocidad del viento, se integra una curva de potencia genérica sobre la distribución de viento con la densidad del aire de tu emplazamiento y después se descuentan las pérdidas totales (estelas, disponibilidad, pérdidas eléctricas, limitaciones de producción).
- Flujo de caja. Ingresos al precio de tu PPA o de mercado con indexación anual; O&M fija (con el arrendamiento del terreno y el seguro), O&M variable, degradación de la producción y desmantelamiento en el último año.
- Financiación. Una parte de la inversión se financia con un préstamo de cuota constante; el resto es capital propio. Obtienes la TIR del proyecto (sin apalancar), la TIR del accionista, el VAN (NPV) a tu WACC y el ratio de cobertura del servicio de la deuda (DSCR) de cada año.
- Impacto. La superficie del parque según el diámetro del rotor y la separación, los hogares abastecidos y el CO₂ evitado.
Las fórmulas
Ejemplo práctico: un proyecto terrestre de 54 MW
Los valores por defecto modelan 12 aerogeneradores de 4,5 MW (54 MW) con una potencia específica de 300 W/m² (un rotor de 138 m) sobre torres de 120 m, en un emplazamiento con 7,5 m/s de viento medio a la altura del buje y k = 2.
- El factor de capacidad bruto es del 43 %; tras un 15 % de pérdidas, el neto se queda en torno al 36,8 %, unos 174 GWh al año, suficiente para 48.000 hogares medios de la UE.
- A 1.400 €/kW, la inversión asciende a 75,6 millones de euros; la O&M fija de 42 €/kW/año suma 2,3 millones al año, más los costes variables.
- A 30 años y con un WACC del 6,5 %, el LCOE ronda los 54 €/MWh.
- Vendiendo a 68 €/MWh con una indexación del 1,5 %, la TIR del proyecto sale en torno al 12,6 % y el VAN sin apalancar, en 55 millones de euros.
- Con un 70 % de deuda al 5,5 % a 15 años, el servicio de la deuda es de 5,3 millones al año, el DSCR mínimo ronda 1,75 y la TIR del accionista se acerca al 20 % (antes de impuestos).
Si bajas la velocidad del viento a 6,5 m/s, el factor de capacidad cae a alrededor del 29 %. El LCOE sube entonces hasta casi el precio del PPA, 68 €, y el DSCR mínimo baja a un justo 1,28: así de sensible es la economía eólica al recurso.
Cómo leer los resultados
- La energía P50 es la expectativa mediana. Los bancos dimensionan la deuda con la P90 (el nivel que se supera el 90 % de los años), que para un solo año suele quedar un 8–12 % más baja; pruébalo bajando el factor de capacidad o subiendo las pérdidas.
- LCOE frente a precio. Si el precio queda por debajo del LCOE, el proyecto destruye valor a tu tasa de descuento, sea cual sea el periodo de retorno.
- TIR del proyecto frente a TIR del accionista. La deuda eleva la rentabilidad del accionista cuando la TIR del proyecto supera el tipo de interés, a cambio de un colchón de DSCR más estrecho.
- El gráfico de flujo de caja apila los ingresos frente a la O&M y el servicio de la deuda; la línea (eje derecho) es la caja acumulada del accionista, que se vuelve positiva en el año de recuperación del capital propio.
Valores típicos
| Parámetro | Terrestre (Europa/EE. UU.) | Marina |
|---|---|---|
| Tamaño del aerogenerador | 4–7 MW | 12–15 MW |
| Potencia específica | 230–330 W/m² | 330–400 W/m² |
| Factor de capacidad neto | 28–42 % | 40–52 % |
| Inversión | 1.100–1.800 por kW | 2.500–4.500 por kW |
| O&M fija | 30–55 por kW-año | 60–110 por kW-año |
| Pérdidas totales | 12–18 % | 10–15 % |
| Proporción / plazo de la deuda | 60–80 % / 15–18 años | 60–75 % / 15–20 años |
| Vida de diseño | 25–30 años | 25–30 años |
Consejos
- Manda el recurso eólico. Un m/s más de velocidad media cambia el LCOE un 20–30 %; merece la pena invertir en una campaña de medición de 12–24 meses.
- En emplazamientos moderados, baja la potencia específica. Rotores más grandes con el mismo generador elevan el factor de capacidad y los ingresos por MW, y dependen menos de las horas de más viento (que suelen ser las de precio más bajo).
- La separación es un compromiso. Una distribución más apretada mete más MW en el mismo terreno arrendado, pero aumenta las pérdidas por estela; 4 × 7 diámetros de rotor es un punto de partida habitual.
- Modela la P90 y la caída de precios antes de cerrar una estructura de deuda; un DSCR mínimo por debajo de ~1,2 con la P50 es una señal de alarma.
- Compara tecnologías con la calculadora de LCOE y afina la producción de un solo aerogenerador con la calculadora de aerogeneradores.
Limitaciones
Es un modelo de cribado. Trabaja antes de impuestos (sin impuesto de sociedades, amortización fiscal ni tax equity) y no tiene en cuenta los costes de conexión a la red, los costes de desvíos, la canibalización de precios en las horas de viento ni las limitaciones de producción, salvo que los metas en las pérdidas. También usa una sola curva de potencia genérica con un factor de pérdidas agregado en lugar de un modelo de estelas. La deuda es una anualidad simple, sin esculpido, cuentas de reserva ni intereses durante la construcción. Úsalo para comparar opciones y probar sensibilidades antes de encargar un estudio de producción bancable y un modelo financiero completo.
Método e hipótesis
Energía. Diámetro del rotor D = √(4P/(π·SP)). Con la velocidad media, producción bruta = 8.760 h × ∫P(v)·f(v)dv con una curva de potencia genérica (Cp máximo 0,46) y una f(v) de Weibull, a la densidad del aire correspondiente a la altitud; neta = bruta × (1 − pérdidas). Flujo de caja: ingresos = MWh × precio (indexado), gastos = fijos (+2 %/año) + variables, desmantelamiento en el último año. LCOE = (inversión + Σ gastos_t/(1+r)^t) / Σ MWh_t/(1+r)^t. Los fondos propios financian inversión × (1 − proporción de deuda); la deuda se devuelve con cuota constante; DSCR = flujo de caja disponible para el servicio de la deuda ÷ servicio de la deuda. Superficie: aerogeneradores en una malla con separación sx·D en perpendicular y sy·D en la dirección del viento dominante.
Preguntas frecuentes
¿Cuánto cuesta construir un parque eólico?
¿Cuál es el LCOE de la eólica terrestre?
¿Cuánto terreno necesita un parque eólico?
¿Qué TIR del accionista es buena para un proyecto eólico?
¿Qué DSCR exigen los bancos a un parque eólico?
¿A cuántas viviendas puede abastecer un parque eólico?
¿Cuántos aerogeneradores tiene un parque eólico de 100 MW?
Fuentes y referencias
- IRENA: Renewable Power Generation Costs in 2023
- NREL Annual Technology Baseline: costes de la eólica terrestre y marina
- Denholm, P., Hand, M., Jackson, M., Ong, S. (2009). Land-Use Requirements of Modern Wind Power Plants in the United States. NREL/TP-6A2-45834
- Short, W., Packey, D., Holt, T. (1995). A Manual for the Economic Evaluation of Energy Efficiency and Renewable Energy Technologies. NREL/TP-462-5173
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