VALENTINES

La explicación de por qué pequeños ahorristas de parque eólico ganaron menos

Un informe de una consultora evaluó las razones detrás de la menor generación de energía del parque eólico Valentines.

El parque eólico Areaflin ha tenido menos rentabilidad que la esperada y ahora se encontró la causa. Foto: areaflin.com.uy
El parque eólico Areaflin ha tenido menos rentabilidad que la esperada y ahora se encontró la causa. Foto: areaflin.com.uy

En una de las últimas asambleas de accionistas de Areaflin S.A. (propietaria del parque eólico Valentines), el 30 de septiembre de 2019, una pequeña ahorrista que invirtió en la misma ironizó ante las menores ganancias: “nos ponemos todos a soplar para ayudar a los molinos. Si el viento no era el adecuado, ¿para qué se hizo? ¿Quién es esta consultora?”.

En ese momento, UTE (que tiene el 20% de las acciones de Areaflin y gestiona el parque) había encargado a un informe a la consultora DNV Garrad Hassan (que había realizado las estimaciones de generación del parque eólico) para ver por qué la generación eléctrica estaba por debajo de lo previsto. Esto no es exclusivo de Valentines, sino que “en todos los parques de UTE la generación está por debajo de la esperada”, había señalado su entonces presidente Gonzalo Casaravilla.

En Areaflin S.A. el 80% de las acciones está en manos de pequeños ahorristas (más de 10.000) e inversores institucionales (AFAP principalmente) por lo que en sus asambleas se suelen escuchar preguntas de todo tipo.

Las “calenturas de accionistas” (al decir del presidente de la Bolsa de Valores, Ángel Urraburu) porque el parque genera menos ganancia de la proyectada llevó a buscar explicaciones. De hecho, el modelo inicial que arrojaba una tasa de retorno para el inversor de 9,78% fue ajustado a 7,93%.

La consultora DNV Garrad Hassan llegó a conclusiones acerca de por qué el parque eólico Valentines generaba menos electricidad de la prevista pero no compartió el informe aduciendo restricciones legales de parte del Banco Interamericano de Desarrollo (BID) que financió el proyecto.

Entonces, UTE acudió a la consultora española G-Advisory (que trabajó en el pre-proyecto) para ver cuál es la explicación a esa menor generación.

En una carta fechada hace una semana y firmada por la presidenta de la sociedad (también presidenta de UTE) Silvia Emaldi se comunicó a la Bolsa de Valores que “con fecha 23 de julio” se recibió el informe de G-Advisory y que este concluye “una nueva estimación de producción energética del parque eólico Valentines para el largo plazo” que “en P50” (es decir que en el 50% de los casos se sitúa en ese nivel) es 9,05% menor a la estimada inicialmente en el proyecto, tal como adelantó El País.

El lunes, UTE envió a la Bolsa de Valores el informe de G-Advisory. El mismo señaló que en cualquier parque eólico las diferencias entre la producción estimada y la realmente inyectada pueden ser por cuatro factores: “menor velocidad de viento real a la considerada en el estudio”, “menor disponibilidad”, “un comportamiento peor del rendimiento de las máquinas (curva de potencia)” o “un error intrínseco que todo estudio de viento y producción cuenta”.

El informe indicó que “la velocidad (del viento) registrada por la torre del parque Val100 fue de 7,7 metros por segundo (m/s) mientras que DNV (Garrad Hassan) en su informe estimó una velocidad a largo plazo en la posición de la torre de 8,2 m/s, es decir un 6,6% más”. Agregó que es “esta la causa principal de la diferencia entre la energía estimada y la real”.

Por su parte, “la disponibilidad real del parque eólico ha estado ligeramente por debajo de la disponibilidad contractual y ha sido inferior a la disponibilidad observada en otros parques eólicos de similares características. De acuerdo a nuestros cálculos, la disponibilidad ha tenido un efecto negativo en la producción real respecto a lo que se estimó (0,35%)”, afirmó G-Advisory.

Respecto a la “curva de potencia” analizando los datos de velocidad de viento y potencia para febrero y marzo de 2018 y agosto de 2019, se comprobó que “los aerogeneradores durante dichos meses siguen la curva de potencia teórica del aerogenerador con excepción de los períodos en que se registran restricciones de red”, indicó la consultora.

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