Estudio de Viabilidad económica de las Regasificadoras en España en épocas de Transición hacia Energías Renovables

Equation Chapter 1 Section 1 Proyecto Fin de Máster Máster en Organización Industrial y Gestión de Empresas Estudio de Viabilidad económica de las Regasificadoras en España en épocas de Transición hacia Energías Renovables Autor: Mª Teresa Tesier Rodríguez Tutor: Ricardo Galán de Vega Dpto. de Organización Industrial y Gestión de Empresas I Escuela Técnica Superior de Ingeniería Universidad de Sevilla Sevilla, 2023 Proyecto Fin de Máster Máster en Organización Industrial y Gestión de Empresas Estudio de Viabilidad económica de las Regasificadoras en España en épocas de Transición hacia Energías Renovables Autor: Mª Teresa Tesier Rodríguez Tutor: Ricardo Galán de Vega Profesor asociado Dpto. de Organización Industrial y Gestión de Empresas I Escuela Técnica Superior de Ingeniería Universidad de Sevilla Sevilla, 2023 Proyecto Fin de Máster: Estudio de Viabilidad económica de las Regasificadoras en España en épocas de Transición hacia Energías Renovables Autor: Mª Teresa Tesier Rodríguez Tutor: Ricardo Galán de Vega El tribunal nombrado para juzgar el Proyecto arriba indicado, compuesto por los siguientes miembros: Presidente: Vocales: Secretario: Acuerdan otorgarle la calificación de: Sevilla, 2023 El Secretario del Tribunal A mi madre, que se empeñó en que estudiase una carrera universitaria y ese hecho desencadenó el que lo siga haciendo. A mis hermanas, por su apoyo. A mi marido y a mis hijos, por el esfuerzo que ha conllevado en nuestra vida familiar mi dedicación a este máster. Agradecimientos A mi familia, amigos, compañeras del máster Yolanda y Carolina, sin ellas no habría comenzado. A Javier Serra (referente de mis datos económicos de una planta regasificadora real), que han hecho posible alcanzar este objetivo. A mi tutor, Ricardo por la dedicación, orientación y motivación. Gracias por todo el apoyo. Mª Teresa Tesier Rodríguez Sevilla, 2023 Notación Siglas Descripción BAI Beneficio de explotación. Beneficio Antes de Impuestos BAII EBIT_Beneficio de explotación. Beneficio Antes de Intereses e Impuestos BDI Beneficio Después de Impuestos CC Costes Corporativos CD Costes Directos CP Costes Producción CPC Centro Principal de Control EBITDA Margen bruto ERMs Las estaciones de regulación y medida GLP Gas Licuado del Petróleo GNL Gas Natural Licuado GNV Gas Natural Vehicular GTS Gestor Técnico de Sistema ISO International Organization for Standardization MAGREB Gaseoducto unión España Marruecos MEZGAZ Gaseoducto unión España Argelia MIBEL El Mercado Ibérico de la Electricidad MIDCAT Gaseoducto unión España Francia (parada su construcción) ODS Objetivos de Desarrollo Sostenible PAYBACK Tiempo de retorno de los pagos ROA Rentabilidad sobre Activos ROE Rentabilidad sobre el Patrimonio ROS Rentabilidad sobre las Ventas TFM Trabajo Fin Máster THT Tetrahidrotiofeno TIR Tasa Interna de Retorno UNE Una Norma Española VAN Valor Actual Neto WACC Weighted Average Cost of Capital (Costo Promedio Ponderado) 1 1 INTRODUCCIÓN 1.1 Descripción de la problemática En el actual panorama energético europeo, marcado por la crisis del gas natural debido al conflicto Rusia-Ucrania, España se encuentra ante una encrucijada estratégica. A diferencia de otros países europeos, España cuenta con un activo valioso y, hasta ahora, subestimado: sus siete plantas regasificadoras. Estas infraestructuras, diseñadas para la regasificación de Gas Natural Licuado (GNL), aparecen como elementos críticos para garantizar la viabilidad económica, cierta independencia energética y la resiliencia del país frente a las fluctuaciones en el suministro internacional. La crisis geopolítica ha agudizado la vulnerabilidad de Europa al verse sometida a las decisiones políticas de Rusia en cuanto al suministro de gas natural. Esta dependencia, sin embargo, presenta oportunidades estratégicas para España, que cuenta con una red de regasificadoras capaces de almacenar grandes cantidades de GNL. La pregunta crucial es cómo España puede transformar este desafío en una oportunidad para fortalecer su posición económica y energética. Las regasificadoras, antes relegadas a un segundo plano en términos de rentabilidad económica, ahora se presentan como activos cruciales. La capacidad de estas instalaciones para almacenar GNL ofrece a España la posibilidad de mitigar la volatilidad en los precios del gas y responder con agilidad a las dinámicas del mercado. Esto no solo asegura el suministro interno, sino que también presenta oportunidades para la exportación y el comercio internacional de GNL, contribuyendo así a la economía nacional. En el contexto de la actual crisis del gas, España puede y debe explorar formas de hacer un uso más eficiente y flexible de sus regasificadoras. La adaptabilidad de estas instalaciones para recibir, almacenar y regasificar GNL las convierte en nodos estratégicos que pueden responder a las cambiantes dinámicas del mercado energético. La optimización de la operatividad y la capacidad de estas plantas se presenta como un imperativo para maximizar su contribución económica y fortalecer la posición de España en el escenario energético internacional. La perspectiva de futuro contempla no solo los desafíos, sino también las oportunidades. La planificación y construcción del gaseoducto MIDCAT (proyecto de gasoducto que comunicaría España con Francia a través de Cataluña y que permitiría doblar la capacidad de transporte de gas actual entre los dos países) se revela como una opción estratégica para diversificar las fuentes de suministro y reducir la dependencia de decisiones geopolíticas externas, actualmente está paralizado y se intenta retomar ante la situación actual. Explorar otras rutas a través de Italia refuerza aún más la posición de España como centro logístico de distribución de gas hacia Europa, proporcionando una Introducción 2 red de seguridad energética para la región. Como parte de esta perspectiva de futuro, se destaca la transición hacia fuentes de energía más sostenibles. Aunque se deja de lado la crisis actual, se mantiene la relevancia de las regasificadoras como facilitadoras de esta transición. El énfasis en el hidrógeno verde como alternativa señala la visión a largo plazo de España hacia una matriz energética más limpia y sostenible. Este reenfoque no solo anticipa y aborda los desafíos presentes, sino que también resalta las oportunidades estratégicas que España puede capitalizar para asegurar la estabilidad y sostenibilidad energética en el futuro. La elección de centrar este estudio en el análisis de las plantas regasificadoras en España se fundamenta en la importancia crucial de estas instalaciones para la seguridad y estabilidad del suministro de gas en el país. Si bien existen otras vías de suministro de gas en forma gaseosa a través de conductos, que pueden resultar más económicas para el consumo inmediato, se ha optado por enfocarse en las plantas regasificadoras debido a su capacidad única de almacenar grandes volúmenes de gas en forma líquida GNL y regasificarlos según la demanda. La capacidad de las plantas regasificadoras de almacenar gas natural licuado (GNL) brinda una ventaja estratégica significativa al permitir un suministro continuo y estable, incluso durante fluctuaciones en la demanda o interrupciones en el suministro. Esto se vuelve especialmente crucial en tiempos de incertidumbre, como durante la crisis entre Ucrania y Rusia, donde la seguridad del suministro de gas se vuelve cada vez más vital para la estabilidad energética y económica del país. 1.2 Objetivos Este estudio trata sobre el análisis de las plantas regasificadoras en España, centrándose en su viabilidad económica y su relevancia política a lo largo de las próximas dos décadas. Más allá de una evaluación estática de costos y beneficios, se pretende explorar cómo estas infraestructuras se posicionan en la dinámica cambiante del mercado energético global y cómo su adaptabilidad y capacidad estratégica las convierten en activos esenciales. La viabilidad económica desde una perspectiva a largo plazo, considerando no solo los costos operativos y los ingresos proyectados, sino también la capacidad de las regasificadoras para ajustarse a las fluctuaciones en la demanda y las condiciones del mercado. La proyección a 20 años implica evaluar diversos escenarios, desde la evolución de los precios del gas natural hasta la integración de nuevas tecnologías, como la producción de hidrógeno verde. Este enfoque proporciona una visión integral que no solo anticipa desafíos económicos sino que también identifica oportunidades para optimizar el rendimiento financiero de estas instalaciones. La relevancia política de las regasificadoras se analiza en el contexto de un panorama geopolítico dinámico. La capacidad de almacenamiento de GNL posiciona a España de forma estratégica en la toma de decisiones energéticas. Evaluar su relevancia política implica considerar cómo estas 3 3 Estudio de Viabilidad económica de las Regasificadoras en España en épocas de Transición hacia Energías Renovables infraestructuras pueden ser herramientas diplomáticas, contribuir a la seguridad energética y alinearse con las metas políticas a nivel nacional e internacional. En un escenario donde las tensiones geopolíticas pueden influir en el suministro de gas, las regasificadoras se posicionan como activos cruciales para garantizar la estabilidad y autonomía energética de España. La capacidad de adaptarse a los cambios en el panorama energético es fundamental para la viabilidad a largo plazo de las regasificadoras. Este punto destaca la necesidad de considerar la transición hacia fuentes de energía más sostenibles, explorando opciones como la integración del hidrógeno verde. Esta adaptabilidad no solo se alinea con los objetivos medioambientales, sino que también puede ser una vía para reforzar la relevancia política de estas instalaciones en un contexto global que busca reducir las emisiones de carbono. La importancia estratégica de las regasificadoras se potencia cuando se examina en el marco de la Agenda 2030 y sus objetivos de desarrollo sostenible. La transición hacia energías más limpias y sostenibles se convierte en una oportunidad para alinear las instalaciones de los gaseoductos con los esfuerzos globales para reducir las emisiones y promover la sostenibilidad. Este punto destaca la importancia de considerar el papel del gas natural no solo en el contexto nacional, sino también como contribuyentes a metas internacionales más amplias. Este análisis inicial revela la complejidad y la interconexión entre la viabilidad económica y la relevancia política de las plantas regasificadoras en España. En los próximos pasos, se profundizará en cada uno de estos aspectos, considerando variables económicas, geopolíticas y medioambientales, para proporcionar una evaluación completa que guíe las decisiones estratégicas en las próximas dos décadas. 1.3 Alcance El alcance de este proyecto se concentra en realizar un estudio detallado de la viabilidad económica de una planta regasificadora específica en España. Se establecen límites claros en términos del periodo de estudio, el punto de partida y los objetivos a alcanzar. La planta seleccionada representa un caso concreto, pero los hallazgos obtenidos podrían extrapolarse a otras instalaciones similares, proporcionando percepciones valiosas para el sector. El punto de partida de este estudio se sitúa en el año anterior a la actual crisis con Rusia, específicamente en un momento en el que la planta regasificadora en cuestión operaba a aproximadamente el 34% (para regasificiación de gas_objeto de este estudio) de su capacidad total en el año 2021, para otros usos como venta del GNL llevado en camiones o de nuevo en barcos estaría operando en torno al 56%. Este contexto inicial sirve como base para comprender la dinámica operativa y financiera de la planta en condiciones de demanda y suministro antes de los eventos que afectaron el mercado del gas natural. El enfoque principal del estudio es evaluar cómo la viabilidad económica de una planta regasificadora similar a la seleccionada en cuanto a su capacidad según la operación de la planta de la que partimos con los datos. Si se necesitase en el futuro se podría aumentar la utilización de la planta, se considera como un escenario potencialmente alcanzable y estratégico, que podría ser impulsado por cambios en Introducción 4 la demanda, políticas energéticas, o la necesidad de asegurar la autonomía energética en momentos de crisis geopolítica. El alcance de este proyecto se limita a la evaluación de la viabilidad económica y financiera de la planta regasificadora en estudio. No se incluyen en este análisis consideraciones detalladas sobre aspectos técnicos o de ingeniería específicos de la planta. Además, aunque se busca proporcionar una visión generalizable para otras instalaciones similares, la extrapolación directa de los resultados a todas las plantas regasificadoras puede estar sujeta a variaciones dependiendo de las características particulares de cada infraestructura. La metodología utilizada se basará en análisis financiero, considerando ingresos, costos operativos, inversiones futuras y posibles escenarios de demanda similar al conocido extendido en el tiempo. Se emplearán herramientas financieras estándar para evaluar la rentabilidad y la viabilidad económica con diferentes tipos de financiación. Los datos económicos y operativos serán recopilados tanto de fuentes internas como de fuentes externas confiables del sector energético. El proyecto finalizará con una conclusión que resume los hallazgos clave sobre la viabilidad económica de la planta regasificadora bajo las condiciones analizadas. Además, se proporcionarán recomendaciones estratégicas basadas en los resultados obtenidos, brindando a los tomadores de decisiones información valiosa para optimizar la operación de estas instalaciones en el contexto energético actual y futuro. 5 2 GAS Y PLANTAS REGASIFICADORAS 2.1 Antecedentes El gas natural ha desempeñado un papel fundamental en el panorama energético mundial desde su descubrimiento y explotación a lo largo de la historia. Según el estudio realizado (CRAIG, Jonathan, et al.), " The history of the European oil and gas industry ", el uso del gas natural se remonta a tiempos antiguos, cuando las civilizaciones utilizaban el gas natural seco para calentar y cocinar. Este estudio demuestra que la explotación a gran escala de las reservas de gas natural comenzó en el siglo XIX, con el desarrollo de tecnologías para su extracción y transporte. Actualmente para cocinar se traslada el uso a la cocina eléctrica con lo que se aumentará la demanda eléctrica el día que la gran mayoría de la población tenga acceso a la misma, como se observa en el artículo (SÁNCHEZ-JACOB, Eduardo, et al.) “Joint Optimal Planning of Electricity and Modern Energy Cooking Services Access in Nyagatare” sólo es un dato curioso sobre el avance del uso del gas natural, inicialmente su uso para cocinar directamente, ahora para producir electricidad a un coste competitivo y afectando menos al medio ambiente que otros combustibles fósiles. Desde sus primeras aplicaciones a finales del siglo XVIII, el gas natural ha evolucionado de ser una fuente de iluminación a convertirse en un componente esencial de la matriz energética global. Los antecedentes históricos revelan una transición significativa en la percepción y aplicación de este recurso, evidenciando su importancia estratégica y su papel en la configuración de la geopolítica energética. A finales del siglo XIX y principios del XX, el gas natural adquirió relevancia como fuente de calor y energía en la industria, impulsando el crecimiento económico. Sin embargo, fue en la segunda mitad del siglo XX cuando su protagonismo se consolidó, en parte gracias a descubrimientos significativos de yacimientos en distintas partes del mundo. A lo largo del siglo XX, el gas natural emergió como una fuente de energía fósil cada vez más popular debido a su abundancia, su bajo impacto ambiental en comparación con el carbón y el petróleo, y su eficiencia en la generación de energía. El gas natural se convirtió en una opción más limpia y eficiente en comparación con otros combustibles fósiles, lo que llevó a un aumento significativo en su demanda en diversas industrias y sectores. Según artículos actuales sigue siendo así, (LEÓN, González-De, et al.) “The role of natural gas in today's energy transition”, “El papel del gas natural en la transición energética actual” el gas natural es un combustible fósil más respetuoso con el medio ambiente, que las energías renovables no podrán satisfacer el 100% de la demanda y la alta variabilidad del suministro eléctrico basado en nuevas fuentes limpias: eólica y solar. Además, se observan dos oportunidades relevantes: el crecimiento del consumo energético y la expansión del negocio del GNL. Estas Gas y Plantas Regasificadoras 6 6 conclusiones indican que el gas natural actuará como combustible puente en la transición hacia energías más limpias. La apertura del mercado energético en las últimas décadas del siglo XX proporcionó un impulso adicional al gas natural, promoviendo su papel como combustible versátil y abundante. Las infraestructuras como las plantas regasificadoras emergieron como eslabones críticos en la cadena de suministro, permitiendo la importación y distribución eficiente del gas natural licuado (GNL). En el nuevo milenio, las dinámicas cambiaron nuevamente con un creciente enfoque en la sostenibilidad y la transición hacia energías más limpias, incluso se recuperará el frío del gas como se refleja en (DUTTA, Arnab; KARIMI, Iftekhar A.; FAROOQ Shamsuzzaman). “Economic feasibility of power generation by recovering cold energy during LNG regasification”. La agenda internacional, reflejada en los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS) de la Agenda 2030, plantea desafíos y oportunidades para el papel futuro del gas natural en la matriz energética global. Estos antecedentes históricos respaldan la posición del gas natural como una de las opciones más óptimas entre las energías fósiles disponibles, gracias a su mayor eficiencia energética y su menor impacto ambiental. Los avances tecnológicos y las innovaciones en la extracción y distribución de gas natural han contribuido significativamente a su amplia utilización en el panorama energético global. No obstante no hay que perder de vista el objetivo de descarbonización, hay publicaciones como (GÜRSAN, Cem; DE GOOYERT, Vincent) “The systemic impact of a transition fuel: Does natural gas help or hinder the energy transition?” en las que se analizan las inversiones en gas natural frente a otras energías renovables. La tendencia es clara hacia las renovables aún siendo compatibles con el gas natural en la medida que no pueden producirse de forma lineal durante todo el tiempo, siempre se priorizará el gas natural frente a otros combustibles fósiles pero tendiendo a un menor uso con el gran impulso de las energías renovables. 2.2 Gas natural 2.2.1 Importancia y justificación del uso del gas natural en España y en Europa. El gas natural ha desempeñado un papel fundamental en la matriz energética de España y Europa, contribuyendo significativamente a la diversificación de fuentes de energía y desempeñando un papel crucial en la transición hacia una economía baja en carbono. En España, el gas natural ha experimentado un crecimiento notable en su uso, convirtiéndose en una alternativa clave para reducir la dependencia de los combustibles fósiles más contaminantes y lograr una mayor eficiencia energética. Esta transición hacia el gas natural ha sido impulsada por su menor impacto ambiental en comparación con otros combustibles fósiles convencionales, lo que lo convierte en una opción más limpia y eficiente para la generación de energía y la calefacción en el país. En Europa, el gas natural ha sido un componente esencial en la estrategia energética, ya que desempeña un papel fundamental en el suministro de energía a nivel regional y nacional. Dada su versatilidad y capacidad para complementar las fuentes de energía renovable, el gas natural ha sido un factor clave para garantizar la seguridad energética y la estabilidad del suministro en la región. Además, su papel como combustible de transición ha permitido a muchos países europeos reducir su dependencia de los 7 7 Estudio de Viabilidad económica de las Regasificadoras en España en épocas de Transición hacia Energías Renovables combustibles fósiles más contaminantes, al tiempo que avanzan hacia un sistema energético más sostenible y eficiente. En el artículo (LUMBRERAS, Julio, et al.) "La contribución del gas natural a la reducción de emisiones a la atmósfera en España" examina exhaustivamente el impacto del uso generalizado de gas natural en diferentes sectores de la economía española en la reducción de emisiones de gases contaminantes a la atmósfera. Destaca cómo el gas natural ha desempeñado un papel clave en la disminución de emisiones de dióxido de carbono (CO2) y otros contaminantes peligrosos en comparación con otros combustibles fósiles más tradicionales. Un poco más adelante el artículo de (LÓPEZ MARTÍNEZ, José María, et al.) “Análisis de las emisiones de CO2 en la producción de las fuentes energéticas utilizadas en el transporte por carretera”, se hace más visible la diferencia con el gas natural que de los combustibles fósiles es el menos contaminante. A través de estudios de casos y análisis detallados, se presenta un panorama completo de cómo la adopción generalizada del gas natural en áreas como la generación de energía, la industria y el transporte ha contribuido a la mejora significativa de la calidad del aire y a la reducción de la contaminación atmosférica en el país. Además, se resaltan las ventajas ambientales y económicas de su uso en comparación con otras fuentes de energía, y se ofrecen recomendaciones clave sobre cómo fomentar su mayor implementación en el marco de la mitigación del cambio climático y la transición hacia una economía más sostenible. Este enfoque detallado del papel del gas natural en la reducción de emisiones aporta una comprensión integral de los beneficios y las implicaciones de su uso en el contexto de la sostenibilidad ambiental y energética en España. 2.2.2 Industrias y Aplicaciones del Gas Natural. El gas natural desempeña un papel multifacético en diversas industrias y aplicaciones, como puede observarse en la figura 1, proporcionando una fuente de energía versátil y menos contaminante en comparación con otras fuentes de combustibles fósiles. Su uso abarca desde la generación de electricidad hasta la calefacción residencial, destacando su importancia en la transición hacia una matriz energética más sostenible. En el ámbito residencial y comercial, el gas natural es una fuente popular para sistemas de calefacción y suministro de agua caliente. Su uso proporciona una fuente de energía eficiente y económica para la climatización de edificaciones. Generación de Electricidad: Las centrales de ciclo combinado son infraestructuras clave para la generación de electricidad. Al utilizar gas natural como combustible, estas instalaciones combinan ciclos de generación de vapor y ciclos de gas para maximizar la eficiencia y reducir las emisiones. Sector Industrial: El gas natural se utiliza ampliamente en la industria para procesos de calefacción, secado y generación de vapor. Sectores como la manufactura, la producción de alimentos y la Gas y Plantas Regasificadoras 14 14 2.2.4.2 Redes de distribución En las proximidades a los centros de consumo, los gasoductos de transporte presentan derivaciones a las redes de distribución, que son un conjunto de tuberías de menor diámetro y presión de diseño que llevan el gas natural hasta los consumidores finales. Las estaciones de regulación y medida (ERMs), situadas en los nodos que unen la red de transporte y las redes de distribución, adaptan la presión del caudal de gas en los gasoductos de transporte a la presión requerida en la red de distribución. Los gasoductos de transporte están conectados con las redes de distribución, o conjunto de gasoductos con presión inferior a 16 bar que llevan el gas natural hasta los consumidores finales. Los distribuidores son los titulares de las instalaciones de distribución de gas natural y son los encargados de construir, operar y mantener las redes y de permitir el acceso de terceros (comercializadores y clientes cualificados) a sus redes a cambio del pago de los peajes establecidos regulatoriamente. En la actualidad, cuatro grupos empresariales, Gas Natural Fenosa, Naturgás Energía Distribución, Redexis gas, Madrileña Red de gas y otros de menor tamaño operan y mantienen redes de distribución en España. 2.3 Plantas regasificadoras Una planta regasificadora, o lo que es lo mismo, terminal de GNL, es una instalación que convierte el gas natural licuado (GNL) almacenado en su forma líquida a su estado gaseoso original para su distribución y uso. Este proceso se lleva a cabo mediante un complejo sistema de calentamiento y presurización, donde el gas licuado se calienta gradualmente para volver a su forma gaseosa, lo que permite su transporte a larga distancia y su distribución a través de redes de gasoductos para su consumo industrial, comercial y residencial. Estas plantas desempeñan un papel fundamental en la infraestructura energética de los países que dependen del gas natural como una importante fuente de energía. Figura 6_ Planta Regasificadora de Huelva. Fuente: Enagás 15 15 Estudio de Viabilidad económica de las Regasificadoras en España en épocas de Transición hacia Energías Renovables 2.3.1 Ciclo del gas regasificado En la planta regasificadora, que es una instalación industrial que existe entre la de extracción del gas natural licuado y la red de distribución de gas natural, se lleva a cabo el proceso que convierte el gas natural licuado en gas natural. Desde el yacimiento, se extrae el gas natural, al que se le extrae el calor hasta llegar a -160 °C. Tras este proceso se carga en barcos metaneros, que transportan la carga a las instalaciones de destino. En la regasificadora, se reintroduce la carga de los metaneros en los tanques de criogénicos, en los que se mantiene la temperatura. Estos tanques están compuestos por el interior de acero criogénico, aislados con perlita y recubiertos con un tanque exterior de acero y hormigón. Estos tanques miden unos 50 metros de altura por 75 de diámetro. El gas natural licuado se extrae por las tuberías desde arriba. En el proceso de regasificación, el gas natural licuado es transportado hacia los sistemas de vaporización, donde se eleva la temperatura del gas licuado utilizando el agua de mar, convirtiendo así el líquido en gas. Posteriormente se transporta hacia el relicuador, en él, una cantidad de gas natural licuado se convierte en gas natural. Este se recupera y se mezcla con el gas regasificado en los vaporizadores. Por último, la estación de regulación, medida y olorización, procesan el gas para hacer posible la detección rápida de fugas. 2.3.2 Plantas regasificadoras en España. En un contexto marcado por la dependencia de fuentes externas de energía, especialmente en el suministro de gas natural, las regasificadoras desempeñan un papel vital al permitir la recepción, almacenamiento y distribución eficiente del gas natural licuado (GNL). Gas y Plantas Regasificadoras 16 16 La capacidad de las regasificadoras para transformar el GNL en gas natural gaseoso permite una mayor flexibilidad en la gestión de la demanda y garantiza un suministro continuo y estable a lo largo del tiempo. Este aspecto adquiere una importancia crucial en situaciones de crisis o tensiones geopolíticas, como las observadas en la actualidad en el conflicto entre Ucrania y Rusia. La diversificación de las fuentes de suministro y la capacidad de almacenamiento de las regasificadoras se convierten así en factores determinantes para la seguridad energética del país. Además, en el marco de la transición hacia fuentes de energía más sostenibles y la Agenda 2030, las regasificadoras pueden desempeñar un papel estratégico en la introducción gradual de combustibles más limpios, como el hidrógeno verde, en la matriz energética. La infraestructura flexible de las regasificadoras permite adaptarse a las transformaciones del panorama energético, contribuyendo así a los objetivos de desarrollo sostenible y a la reducción de emisiones. Figura 7_ Ciclo del gas regasificado. Fuente: Enagás 17 17 Estudio de Viabilidad económica de las Regasificadoras en España en épocas de Transición hacia Energías Renovables 2.3.3 Enagás y la gestión de plantas regasificadoras. El papel de las terminales de GNL es clave para la seguridad y diversificación del suministro de energía. Permiten recibir gas natural de cualquier país del mundo y aportan flexibilidad al aumentar o disminuir la producción de gas con inmediatez y cubrir la demanda en cada momento. El GNL se transporta en buques metaneros a 160 grados centígrados bajo cero en estado líquido y se descarga en las plantas de regasificación. Mediante un proceso físico, para el que se utilizan vaporizadores con agua de mar, se aumenta su temperatura y, de este modo, se transforma en estado gaseoso para poder inyectarse y transportarse posteriormente por la red de gasoductos. En las plantas de regasificación también se lleva a cabo la carga de camiones cisterna y de buques con gas natural licuado para su reexportación o utilización como combustible marítimo. Enagás es hoy una de las compañías con más plantas de regasificación en el mundo. En España, la compañía tiene cuatro terminales de GNL ubicadas en Barcelona, Cartagena (Murcia), Huelva y Gijón. Además, participa en el accionariado de otras dos: un 50% de la Planta Bahía Bizkaia Gas (BBG) en Bilbao y un 72,5% de la terminal de Saggas en Sagunto (Valencia). Desde 2017, todas las terminales de GNL de Enagás son neutras en carbono. Además, son un referente en materia de gestión medioambiental y de protección de la biodiversidad gracias a su apuesta por el desarrollo de proyectos punteros de innovación y eficiencia energética. En todas ellas pueden atracar los buques metaneros más grandes y modernos del mundo. Disponen de la tecnología necesaria para la descarga y recarga de estos buques, lo que permite reforzar la estructura de aprovisionamiento de la Península e incrementar aún más la diversificación de las procedencias. En Europa, Enagás está presente en Italia con una participación del 19% en la terminal de GNL a pequeña escala de Rávena. También es accionista de DESFA, el operador de gas griego, que cuenta con una terminal de GNL en Revithoussa. En Latinoamérica, la compañía opera en México a través de su participación del 40% de la planta de regasificación de TLA Altamira. Con más de 50 años de experiencia en el segmento de transporte de energía, Enagás se posiciona como un referente a nivel internacional en el desarrollo y mantenimiento de infraestructuras gasistas y en la operación y gestión de redes de gas. Desde Enagás, se ofrecen servicios en los ámbitos de redes de transporte de gas natural, plantas de regasificación y almacenamientos subterráneos respresentados en la Figura 8. Gas y Plantas Regasificadoras 18 18 Como operador de transporte de energía (midstream) integrado, juega un papel clave para aumentar la eficiencia y la flexibilidad, gestionar riesgos, mejorar la competitividad del GN como materia prima y garantizar la seguridad de suministro. Enagás es el gestor técnico del Sistema Gasista Español y principal transportista de GN. La compañía cuenta en España con más del 90% de los gasoductos de alta presión, está presente en seis de las siete plantas de regasificación de la Península Ibérica (cuatro terminales en propiedad cien por cien y dos participadas) y tiene tres almacenamientos subterráneos. Se presentan a continuación los 3 grandes tipos de infrastructuras que opera y mantiene Enagás: Plantas de Regasificación: Cabe destacar que Enagás es una de las compañías con más terminales de GNL en el mundo. Es pionera en el desarrollo, mantenimiento y operación de estas infraestructuras y su conocimiento y experiencia la ha posicionado internacionalmente como líderes en el sector. Sus plantas de regasificación aportan además un valor añadido por su posición geoestratégica en el mercado global de GNL. Están situadas en las cuencas atlántica, cantábrica, mediterránea y del pacífico, lo que favorece el transporte marítimo y la diversificación de orígenes y destinos del GNL. Red de Transporte de GN: En términos de transporte de gas, Enagás ha construido y opera más de 12.000 kilómetros de gasoductos de alta presión. El amplio know-how adquirido en España le ha permitido exportar su conocimiento a los mercados internacionales, donde está trabajando en diferentes proyectos. El sistema gasista en Europa está interconectado entre España, Francia, Portugal y el norte de África a través de conexiones internacionales. Almacenamientos Subterráneos: Enagás gestiona los tres principales almacenamientos subterráneos de GN en España. Estas instalaciones permiten ajustar la oferta a la demanda, hacer frente a las puntas de consumo y equilibrar el balance comercial de las comercializadoras en la red de transporte. Toda la experiencia acumulada por los profesionales de la compañía ha posibilitado que la compañía se sitúe a la vanguardia en términos de tecnología y eficiencia, alcanzando cifras destacadas en indicadores como los siguientes: • 100% de disponibilidad en todas las terminales de GNL desde su puesta en marcha. Figura 8_ Cadena de valor de Gas Natural. Fuente:Enagás 19 19 Estudio de Viabilidad económica de las Regasificadoras en España en épocas de Transición hacia Energías Renovables • Ratio medio de carga de buques superior a 3.000 m³/h en todas las plantas. • Cero pérdidas operacionales de boil-off en operaciones de carga de buques. • Coeficiente mínimo de mermas en operaciones en plantas GNL • Máxima flexibilidad sin penalización en el proceso de asignación y ajuste de slots para descarga y carga de buques • Terminales preparadas para recibir los buques de GNL más grandes del mundo Q-Max de hasta de 266.000 m³ GNL • Gestión íntegra de 3 Almacenamientos Subterráneos, con capacidad total de inyección de más de 18 millones de m3 (n) y distintas configuraciones geológicas • Experiencia en la operación y mantenimiento de 18 Estaciones de Compresión, con tecnología de distintos fabricantes y disponibilidad superior al 99% en toda su vida operativa. 2.3.4 Características de las Plantas Regasificadoras existentes en España. España es el mayor importador de Gas Natural Licuado (GNL) de Europa, el país con más plantas regasificadoras -7 de un total de 22 en Europay también el que tiene mayor capacidad de almacenamiento. A esto hay que sumar que es el que mayor capacidad de reexportación tiene. La mayoría del GNL reexportado fue para Egipto, Corea del Sur, Argentina, India, Japón y Brasil. Y mientras en Europa algunos países dependen únicamente del suministro ruso, España recibe gas de hasta ocho orígenes distintos, lo que garantiza la seguridad y la diversificación. En concreto, Enagás es titular de: • Más de 9.500 Km. de gasoductos por todo el territorio español. • Tres almacenamientos subterráneos, Serrablo (Huesca), Yela (Guadalajara, enoperación en 2012), y el almacenamiento offshore de Gaviota (Vizcaya). • Cuatro plantas de regasificación de Gas Natural Licuado (GNL) en Cartagena, Huelva, Barcelona y El Musel (Gijón). En la actualidad gestiona el desarrollo de dos plantas en las Islas Canarias y es además propietaria del 40% de la Planta de Regasificación de Bilbao. A continuación, se muestra las principales características de las Plantas: Gas y Plantas Regasificadoras 20 20 Figura 9_ Plantas regasificadoras en España.. Fuente:Enagás 21 21 Estudio de Viabilidad económica de las Regasificadoras en España en épocas de Transición hacia Energías Renovables 2.4 Funcionamiento de la planta objeto de estudio Información general: La planta objeto de estudio desarrolla la actividad de almacenamiento, regasificación y expedición de gas natural licuado que y será nuestro modelo para el análisis económico llevado a cabo en este TFM será de una capacidad de almacenamiento aproximada de aproximadamente 620.000 m3 GNL. De esta planta hemos obtenido datos, basados en la venta de gas para producción de energía eléctrica con precios según OMIE, y los extrapolamos a nuestra planta teórica similar en capacidad. Descripción del proceso: Esta planta cuenta con un total de cinco tanques de almacenamiento de gas natural licuado (GNL). La principal actividad que es llevada a cabo en dicha planta es la recepción, almacenamiento, regasificación y expedición del GNL. Cada uno de estos procesos se desarrollan a continuación: 2.4.1 Recepción del gas natural Mediante buques metaneros se recibe el GNL en la instalación. La descarga es realizada a través de brazos específicos para líquidos criogénicos. Para que el gas natural se encuentre enestado líquido este debe ser transportado a una temperatura cercana a los 160 grados bajo cero. 2.4.2 Almacenamiento Una vez descargado el GNL de los buques este pasa a los tanques de almacenamiento. Existen cinco tanques con la siguiente enumeración: El GNL es almacenado en el interior de cada tanque a una temperatura de -161ºC. La presión en el interior de los depósitos se controla a través de los vapores que se generan durante la evaporación del gas natural. Dichos vapores son recuperados en unos compresores para pasarlos a un relicuador donde son mezclados con una corriente de GNL procedente de las bombas primarias. Esta mezcla vuelve a pasar al estado líquido y es impulsada hacia unos vaporizadores. En el caso de que estos vapores no sean imprescindibles, estos son enviados a una antorcha donde se queman de forma controlada. Tanque Tanque Capacidad de almacenamiento FB-101 60.000 m3 FB-111 100.000 m3 FB-121 150.000 m3 FB-131 150.000 m3 FB-141 150.000 m3 Tabla 1_ Capacidad almacenamiento tanques. Fuente:Enagás Gas y Plantas Regasificadoras 22 22 2.4.3 Regasificación El gas natural licuado presente en los tanques es transformado a gas mediante vaporizadores. Estos realizan la regasificación empleando agua de mar o combustión sumergida. En el primer caso, se emplea agua de mar para vaporizar hasta la temperatura ambiente el GNL circulante, para lo cual es necesario emplear un intercambiador de calor a contra corriente. En el segundo, dentro de un baño de agua calentado mediante un quemador de gas, se introduce un serpentín por el interior del cual circula el GNL, produciéndose su vaporización hasta temperatura ambiente. 2.4.4 Expedición El gas natural producido es medido y odorizado (El proceso de odorización es realizado mediante la incorporación al gas natural de THT) en una estación de medición. El proceso del gas natural regasificado de la planta finaliza con la incorporación del mismo a la red básica de gas. Otra forma de expedir el GNL es mediante el empleo de camiones cisterna. Esta planta cuenta con tres Figura 10_ Proces de Gas Natural Licuado.. Fuente:Enagás 23 23 Estudio de Viabilidad económica de las Regasificadoras en España en épocas de Transición hacia Energías Renovables puestos de carga y con una capacidad total de carga que equivale aproximadamente a 50 camiones cisterna al día. Además, podemos tener en cuenta el proceso de carga de buques. Este se realiza empleando el gas natural licuado bombeado desde las bombas primarias de los tanques de almacenamiento de la planta, que es enviado por las líneas de descarga hacia el brazo de carga/descarga para ser entregado al buque. Durante las operaciones de carga y puesta en frío de buques metaneros se genera una gran cantidad de boil-off (con frecuencia el GNL se evapora al someterse a temperaturas superiores a su punto de ebullición) debido al calentamiento del gas natural licuado. Indicadores de Rentabilidad 30 30 recupera más rápidamente. Sin embargo, el Payback no considera la rentabilidad más allá del punto en que se recupera la inversión inicial, ignorando los flujos de caja posteriores. Puede ser útil en proyectos donde la liquidez y la recuperación rápida de la inversión son prioridades importantes. Aspectos a considerar: Riesgo y Rentabilidad: El Payback no considera la rentabilidad a largo plazo ni el riesgo asociado al proyecto. Comparación con el Umbral de Tolerancia: Es común comparar el Payback con un umbral establecido por la empresa para determinar si el período de recuperación es aceptable. Flujos de Caja Estables: Funciona mejor en proyectos con flujos de caja estables y predecibles. Concluyendo, el Payback es una medida simple pero útil para evaluar la liquidez y el tiempo necesario para recuperar la inversión inicial en un proyecto, aunque debe complementarse con otras métricas financieras para tener una evaluación más completa de la viabilidad y rentabilidad del proyecto a largo plazo. 3.2 Ratios Operativos ROE_ (Return on Equity - Rentabilidad sobre el Patrimonio): Es una medida de la rentabilidad financiera que evalúa la capacidad de una empresa para generar ganancias en relación con el capital aportado por los accionistas. Se calcula dividiendo el beneficio neto de la empresa entre el patrimonio neto. Es decir, mide rendimiento con relación a la inversión realizada por el accionista. 𝐑𝐎𝐄= 𝐵𝑒𝑛𝑒𝑓𝑖𝑐𝑖𝑜 𝑁𝑒𝑡𝑜 𝑃𝑎𝑡𝑟𝑖𝑚𝑜𝑛𝑖𝑜 𝑁𝑒𝑡𝑜 Proporciona información sobre cómo la empresa utiliza el capital de los accionistas para generar beneficios. ROS_ (Return on Sales - Rentabilidad sobre las Ventas): Es un indicador de rentabilidad que muestra la eficiencia con la que una empresa genera beneficios a partir de sus ingresos por ventas. Calcula cuántos beneficios se obtienen por cada unidad monetaria de ventas. Es decir, mide el rendimiento con relación a las ventas, y muestra la rentabilidad económica de cada euro facturado. 31 31 Estudio de Viabilidad económica de las Regasificadoras en España en épocas de Transición hacia Energías Renovables 𝐑𝐎𝐒= 𝐵𝑒𝑛𝑒𝑓𝑖𝑐𝑖𝑜 𝑁𝑒𝑡𝑜 𝐼𝑛𝑔𝑟𝑒𝑠𝑜𝑠 𝑝𝑜𝑟 𝑣𝑒𝑛𝑡𝑎𝑠 Ayuda a entender la eficacia de la gestión operativa de una empresa en convertir sus ventas en beneficios. ROA_ (Return on Assets - Rentabilidad sobre Activos): Es un indicador que mide la eficiencia con la que una empresa utiliza sus activos para generar beneficios. Evalúa la capacidad de una empresa para generar ganancias en relación con sus activos totales. Es decir, mide el rendimiento con relación a la inversión realizada. Indica el beneficio obtenido por cada euro invertido en el activo de la empresa. 𝐑𝐎𝐀= 𝐵𝑒𝑛𝑒𝑓𝑖𝑐𝑖𝑜 𝑁𝑒𝑡𝑜 𝐴𝑐𝑡𝑖𝑣𝑜𝑠 𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙𝑒𝑠 Permite entender qué tan eficientemente la empresa convierte sus activos en beneficios. Estas ratios son fundamentales para evaluar diferentes aspectos de la rentabilidad y eficiencia operativa de una empresa desde distintas perspectivas: cómo utiliza su capital, cómo genera beneficios a partir de las ventas y cómo gestiona sus activos para obtener ganancias. Estudio de Viabilidad 32 32 4 ESTUDIO DE VIABILIDAD En el presente capítulo se detalla el estudio económico en el que se basará este TFM (Trabajo Fin de Máster). 4.1 Recopilación de datos Se han recopilado datos históricos relevantes sobre la operación de una planta regasificadora similar, tanto de sus ingresos como de sus costos operativos del año de estudio que nos interese, inversiones realizadas, mantenimientos, entre otros. Se decide tomar los datos de partida de una planta regasificadora similar del año 2021, por ser el anterior a la crisis entre Rusia y Ucrania. Por otro lado se conoce la inversión que se ha de realizar para terminar de poner en funcionamiento esta planta que estaba paralizada por motivos desconocidos y se hace un estudio para obtener proyecciones futuras sobre su rentabilidad, debido a la importancia y aún dependencia del gas natural en nuestro país. 4.2 Objetivo Planta Regasificadora El presente estudio económico de una planta regasificadora con el objetivo de analizar la viabilidad económica y la financiación para el almacenamiento del GNL y la posterior regasificación. Una planta regasificadora, o lo que es lo mismo, terminal de GNL, es una instalación que convierte el gas natural licuado (GNL) almacenado en su forma líquida a su estado gaseoso original para su distribución y uso. Este proceso se lleva a cabo mediante un complejo sistema de calentamiento y presurización, donde el gas licuado se calienta gradualmente para volver a su forma gaseosa, lo que permite su transporte a larga distancia y su distribución a través de redes de gasoductos para su consumo industrial, comercial y residencial. Estas plantas desempeñan un papel fundamental en la infraestructura energética de los países que dependen del gas natural como una importante fuente de energía. Conociendo estos datos y sabiendo que el uso del gas natural siendo un combustible fósil es el que menos contamina por lo que tiene también beneficios medioambientales, se procede a estudiar los datos y el análisis de estos datos para considerar la viabilidad del proyecto, que está comprendido entre 2021 y 2041. 33 33 Estudio de Viabilidad económica de las Regasificadoras en España en épocas de Transición hacia Energías Renovables 4.3 Conceptos Previos Para poner en contexto e introducir el caso se procede a explicar el estado actual de la planta y las condiciones iniciales del proyecto en el que se pretende realizar la inversión. Las plantas regasificadoras en su momento fueron una inversión muy grande y desde el punto de vista de la rentabilidad no eran un producto rentable, el estudio surge, debido a la situación actual del gas en el que España puede almacenar gas para el propio consumo y para la venta a otros países europeos. De este modo el uso de la planta que anteriormente en los años anteriores al 2022 su uso estaba en torno al 34% para la regasificación, alcanzando otros valores con la venta del gas licucado para otros usos u otros países, no es objeto del estudio esta posibilidad pero siempre se puede abrir el campo contando con su presencia. El estudio consiste en hablilitar esta planta, actualmente paralizada con el fin de almacenar y regasificar gas, teniendo en cuenta los ingresos y gastos de una planta regasificadora similar y el coste de la inversión. Comenzando con los parámetros económicos la inversión en activo fijo asciende a 32 millones de euros, a pagar durante el primer año del ejercicio, es decir, el 2021. Los gastos de puesta en marcha ascienden a 2 millones de euros a desembolsar en el año 2021. La planta se finalizará durante el mismo año. El activo fijo se amortizará en 20 años y los gastos de puesta en marcha en 4 años. El tiempo operativo que se ha tomado de la planta similar produciría una media de 112GWh, pudiendo aumentarse hasta 328 GWh de media aumentando el uso de la planta, nos basamos en datos obtenidos de una planta real con capacidad y uso similar para hacer el estudio por lo se cuenta con unos ingresos de 26 millones de €uros por la explotación de la planta y 3 millones de €uros en variable por el coeficiente de uso actual, nos basamos en este dato para el estudio porque será el menor uso que se le dará, si se aumenta todo aumentará y seguirá siendo viable. Los costes operativos, en millones de euros se desglosan en: coste directos que serán de unos 5,1 millones de €, estos incluyen repuestos, mantenimiento (electricidad, instrumentación, mecánica, mantenimiento y obra civil y resto de mantenimientos), relacionados con la producción serán 9,350 millones de € (principalmente odorizante y electricidad), por último los costes corporativos de 10,5 millones de €. Se prevé que estos costes se incrementarán con la inflación anual. El periodo medio de cobro de los ingresos se estima en 60 días y el de pago de los costes relacionados con la producción, proveedores, en 15 días. El resto de los costes se supone que se desembolsan al contado. Para estimar la tasa de descuento de inversiones en el extranjero, la empresa añade a su coste de capital de los fondos propios la prima de riesgo del país, asciende al 1,04%. Los datos para calcular el coste de capital de la empresa son: • Tipo interés sin riesgo Rf 2,50% Estudio de Viabilidad 34 34 • Prima de riesgo mercado Rm 6,0% • Coeficiente Beta 0,80 • Coste nominal de la deuda 7,0% • Otros costes fijos 20,0 • Siendo este un proyecto habitual de la empresa, lo financiará de acuerdo con su estructura de capital que viene determinada por un ratio de endeudamiento (deuda/fondos propios) de 0,5. • La planta podrá operar durante 20 años careciendo su inmovilizado de valor residual al término de este plazo. • El tipo impositivo sobre beneficios es del 30%. Desarrollo del caso En el siguiente apartado se hará una recopilación de los datos realizando las consideraciones necesarias para construir los flujos de caja del proyecto de inversión y analizar la rentabilidad de esta. Teniendo en cuenta el horizonte temporal establecido, desde 2021 donde se realiza la inversión inicial hasta 2041, lo que suma en total 20 años hasta que se amortiza el activo fijo. Se van a estudiar dos posibilidades, que se describen a continuación en los apartados 1 y 2. 4.4 Estudio de rentabilidad sin financiación Analizar la rentabilidad del proyecto, sin tener en cuenta la financiación, a través del cálculo del Valor Actual Neto. Para poder determinar los beneficios que reportaría la inversión en el proyecto, se presentan los datos de la potencia instalada en la planta de ciclo combinado, así como los precios de venta de electricidad y servicios. Por otra parte, se estipulan unos periodos de cobro y de pago. Ingreso fijo_26M€ Variable_3M€_Según factor de utilización Tabla 3. Tablas de datos . Fuente: Elaboración propia. Ingresos fijos por explotación de la planta 26000 Ingresos variables a mayor capacidad y otros usos 3000 2,5% DATOS DE ENTRADA (mil €) Inflación anual 35 35 Estudio de Viabilidad económica de las Regasificadoras en España en épocas de Transición hacia Energías Renovables Tabla 4. Tabla de Costes Operativos . Fuente: Elaboración propia. Tabla 5. Tabla de Datos Inversión . Fuente: Elaboración propia. La inversión en activo fijo es de 32 millones de €, se amortizará en los 20 años de vida de la planta sin ningún valor residual y la puesta en marcha de 2 millones de € amortizándose en los 4 años siguientes a la puesa en marcha, teniendo en cuenta 60 días el período medio de cobro de las facturas a nuestros clientes y 15 días el período medio de pago a nuestros proveedores para el cálculo del activo circulante. Inversión en activo fijo (mil €) 32.000 20 años 1.600 € Inversión de puesta en marcha (mill. de €) 2.000 4 años 500 € Periodo medio de cobro (Días) 60 Periodo medio de pago (Días) 15 Datos de la inversión Amortización (mil €) Costes Operativos 24.960,00 Costes directos (CD) 5.110,00 Repuestos 1.000,00 Mantenimiento 4.110,00 Electricidad 760,00 Instrumentación 700,00 Mecánica 1.000,00 Mtto Obra Civil 650,00 Resto mantenimientos 1.000,00 Relacionados con producción (CP) 9.350,00 Odorizante 350,00 Electricidad 9.000,00 Costes corporativos (CC) 10.500,00 Impuestos 3.000,00 Contratos corporativos 1.500,00 Plantilla 6.000,00 Estudio de Viabilidad 36 36 El siguiente paso será el cálculo del coste promedio del capital: WACC, para ello se cuenta con todos los datos y se calcula Ke y WACC con las fórmulas explicadas en el capítulo anterior: Tabla 6. Tabla de la Tasa de descuento_WACC.. Fuente: Elaboración propia. De esta manera, obtenemos los valores necesarios para estudiar la rentabilidad de la empresa pues ya tenemos la tasa exigida por la misma. • Coste de los fondos propios: Ke=8,34% • Coste medio del capital: WACC=6,62% Los datos para el desglose de costes del Anexo I se han recopilado. Partiendo de los flujos de caja de los accionistas, que se encuentran en el anexo I, se calcula el Valor Actual Neto 2021 (VAN) y la Tasa Interna de Rentabilidad (TIR) y el PAYBACK, tal como sé indicó en el capítulo anterior: Tipo de Interés sin riesgo (Rf) 2,50% Beta empresa eléctrica (β) 0,80 Prima de riesgo del mercado (Rm) 6,00% Prima riesgo país (Rp) 1,04% Coste fondos propios (Ke)8,34% Endeudamiento: deuda/fondos propios (e) 0,50 Coste de la deuda (interés nominal) (Kd)7,00% Tipo impositivo (T) 30,00% Coste medio de capital (WACC) 6,62% CÁLCULO TASA DESCUENTO_WACC 37 37 Estudio de Viabilidad económica de las Regasificadoras en España en épocas de Transición hacia Energías Renovables El VAN y el TIR serán calculados a 1 de enero de 2021. Como conclusión, en cuanto al VAN y al TIR, proyecto rentable. Calculado en el año 2021 (valores actualizados). VAN=3.269.330 € _proyecto rentable. La tasa de rentabilidad exigida es 6,62%. TIR= 7,57% que es mayor que el coste de capital (WACC). PAYBACK=11,19 años En cuanto a otros Ratios de Interés, las tendencias se pueden observar en la figura 5 y también en as tablas de cálculo en el Anexo I. * ROE_ Mide el rendimiento con relación a la inversión realizada por el accionista. Compara el beneficio obtenido con los medios que los propietarios ponen a disposición o en juego para conseguir dicho beneficio y en este caso se observa en una línea ascendente. * ROS_ Mide el rendimiento con relación a las ventas, y muestra la rentabilidad económica de cada euro facturado y en este caso se observa en una línea constante ligeramente ascendente. * ROA_ Mide el rendimiento con relación a la inversión realizada. Indica el beneficio obtenido por cada euro invertido en el activo de la empresa. y en este caso se observa en una línea ascendente. PAYBACK (años) 11,19 VAN__K=6,62% (mil. €) 3269,33 TIR 7,57% Estudio de Viabilidad 38 38 4.5 Estudio de rentabilidad con financiación En este caso se evalúa la posibilidad de hacer una financiación a medida. Se recibiría un préstamo de 20 millones de € al 4,0% de tipo de interés fijo y el resto se financiaría con fondos propios de la empresa. El préstamo se recibe en el año 2021, cuando se realizan las obras y se amortizaría en 16 años a una cuota constante de 1,25 millones de € anuales. Tras realizar los cálculos necesarios para obtener el Valor Actual Neto al 1 de enero de 2021y la Tasa Interna de Rentabilidad del proyecto se valorará la rentabilidad de este bajo el supuesto citado para el accionista . Tabla 7. Financiación deuda. Fuente: Elaboración propia. Se analizan los mismos parámetros, pero esta vez con una deuda, los resultados se pueden encontrar en los apartados del Anexo I del presente documento. Figura 5_ ROE, ROS y ROA Fuente: Elaboración propia. 20.000 4% 16 1.250 Tipo Plazo Cuota amortización anual Comienzo año 2021_dura 16 años Financiación deuda (cifras mil.€)_ Pincipal Caso 2,Planta Regasificadora_Financiación a medida 39 39 Estudio de Viabilidad económica de las Regasificadoras en España en épocas de Transición hacia Energías Renovables Partiendo de los flujos de caja de los accionistas, que se encuentran en el anexo I, se calcula el Valor Actual Neto 2021 (VAN) y la Tasa Interna de Rentabilidad (TIR). El VAN y el TIR serán calculados a 1 de enero de 2021. Este VAN calculado tal como se puede ver en las tablas del anexo I, es para el accionista, es decir de cara a la empresa por lo que la tasa de rentabilidad exigida utilizada para calcular el VAN es Ke=8,34%, el propio coste de los fondos propios o patrimonio, esto es debido a que el WACC en este caso teniendo en cuenta que la deuda es variable en el tiempo iría variando su Kd. El Ke se ha calculado Ke=Rf+β*Rm+Rp tal como se explica en el capítulo 3 y los datos indicados en este capítulo. En este caso el proyecto no es rentable, ya que nos da un VAN negativo y aunque se ha probado a solicitar un préstamo menor la cifra no es significativa, pues el VAN con financiación propia no es muy alto. VAN=-12.123,56 € (Para 8,34%)<0_proyecto NO rentable, no es viable elegir esta opoción, a no ser que fuera por otro tipo de interés. TIR_ = 4% que es menor Ke_la tasa de rentabilidad con la que estamos comparando este caso del flujo de caja para los accionistas. El resultado es lógico, ya que si el VAN es negativo es normal que el TIR sea menor que la tasa utilizada para los cálculos del VAN. En cuanto a otros Ratios de Interés, en este caso no se analizarán debido a que esta opción no es deseada. VAN__Ke=8,34% (mil. €) -12123,56 TIR 4,00% Referencias 46 46 7 REFERENCIAS LUMBRERAS, Julio, et al. La contribución del gas natural a la reducción de emisiones a la atmósfera en España. Fundación Gas Natural, ISBN, 2009, p. 978-84. LÓPEZ MARTÍNEZ, José María, et al. Análisis de las emisiones de CO2 en la producción de las fuentes energéticas utilizadas en el transporte por carretera. 2010. CRAIG, Jonathan, et al. The history of the European oil and gas industry (1600s–2000s). Geological Society, London, Special Publications, 2018, vol. 465, no 1, p. 1-24. DUTTA, Arnab; KARIMI, Iftekhar A.; FAROOQ, Shamsuzzaman. Economic feasibility of power generation by recovering cold energy during LNG (liquefied natural gas) regasification. ACS Sustainable Chemistry & Engineering, 2018, vol. 6, no 8, p. 10687-10695. SÁNCHEZ-JACOB, Eduardo, et al. Joint Optimal Planning of Electricity and Modern Energy Cooking Services Access in Nyagatare. Energies, 2021, vol. 14, no 14, p. 4093. GÜRSAN, Cem; DE GOOYERT, Vincent. 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INVERSIÓN 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 0,00 26000,00 26650,00 27316,25 27999,16 28699,14 29416,61 30152,03 30905,83 31678,48 0,00 3000,00 3075,00 3151,88 3230,67 3311,44 3394,22 3479,08 3566,06 3655,21 EXPLOTACIÓN Ingresos variables_Funcionamiento_34% DATOS DEL PROBLEMA (mil €) Ingresos fijos 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 32470,44 33282,20 34114,25 34967,11 35841,29 36737,32 37655,75 38597,15 39562,07 40551,13 41564,90 3746,59 3840,25 3936,26 4034,67 4135,53 4238,92 4344,89 4453,52 4564,85 4678,98 4795,95 EXPLOTACIÓN INVERSIÓN 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 0,00 29.000,00 29.725,00 30.468,13 31.229,83 32.010,57 32.810,84 33.631,11 34.471,89 35.333,68 0,00 -5.110,00 -5.237,75 -5.368,69 -5.502,91 -5.640,48 -5.781,50 -5.926,03 -6.074,18 -6.226,04 0,00 -9.350,00 -9.583,75 -9.823,34 -10.068,93 -10.320,65 -10.578,67 -10.843,13 -11.114,21 -11.392,07 -10.500,00 -10.762,50 -11.031,56 -11.307,35 -11.590,04 -11.879,79 -12.176,78 -12.481,20 -12.793,23 -13.113,06 0,00 3.777,50 3.871,94 3.968,74 4.067,95 4.169,65 4.273,89 4.380,74 4.490,26 4.602,52 0,00 -2.100,00 -2.100,00 -2.100,00 -2.100,00 -1.600,00 -1.600,00 -1.600,00 -1.600,00 -1.600,00 0,00 1.677,50 1.771,94 1.868,74 1.967,95 2.569,65 2.673,89 2.780,74 2.890,26 3.002,52 0,00 -503,25 -531,58 -560,62 -590,39 -770,90 -802,17 -834,22 -867,08 -900,76 0,00 1.174,25 1.240,36 1.308,12 1.377,57 1.798,76 1.871,73 1.946,52 2.023,18 2.101,76 EXPLOTACIÓN (-)Amortización Beneficio de explotación_EBIT_ (BAII=BAI) (-)Impuestos Beneficio despues de impuestos (BDI) (-)CC_Impuestos, contratos, plantilla EBITDA (Margen Bruto) CUENTA DE RESULTADOS (mil.€ ) Ingresos (-)CD_Repuestos, Mantenimiento (-)CP_Odorizante, Electricidad 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 36.217,03 37.122,45 38.050,51 39.001,78 39.976,82 40.976,24 42.000,65 43.050,66 44.126,93 45.230,10 46.360,86 -6.381,69 -6.541,23 -6.704,76 -6.872,38 -7.044,19 -7.220,30 -7.400,80 -7.585,82 -7.775,47 -7.969,86 -8.169,10 -11.676,87 -11.968,79 -12.268,01 -12.574,71 -12.889,08 -13.211,31 -13.541,59 -13.880,13 -14.227,13 -14.582,81 -14.947,38 -13.440,89 -13.776,91 -14.121,33 -14.474,37 -14.836,23 -15.207,13 -15.587,31 -15.976,99 -16.376,42 -16.785,83 -17.205,47 4.717,58 4.835,52 4.956,41 5.080,32 5.207,33 5.337,51 5.470,95 5.607,72 5.747,91 5.891,61 6.038,90 -1.600,00 -1.600,00 -1.600,00 -1.600,00 -1.600,00 -1.600,00 -1.600,00 -1.600,00 -1.600,00 -1.600,00 -1.600,00 3.117,58 3.235,52 3.356,41 3.480,32 3.607,33 3.737,51 3.870,95 4.007,72 4.147,91 4.291,61 4.438,90 -935,27 -970,66 -1.006,92 -1.044,10 -1.082,20 -1.121,25 -1.161,28 -1.202,32 -1.244,37 -1.287,48 -1.331,67 2.182,31 2.264,86 2.349,49 2.436,22 2.525,13 2.616,26 2.709,66 2.805,40 2.903,54 3.004,13 3.107,23 EXPLOTACIÓN Anexo 1. Resultados 48 48 Ratios operativos: INVERSIÓN 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 -34.000,00 -1.108,63 3.230,78 3.295,80 3.362,45 3.280,76 3.350,78 3.422,55 3.496,11 3.571,52 -34.000,00 -35.108,63 -31.877,84 -28.582,04 -25.219,59 -21.938,83 -18.588,05 -15.165,50 -11.669,39 -8.097,87 1.677,50 1.771,94 1.868,74 1.967,95 2.569,65 2.673,89 2.780,74 2.890,26 3.002,52 -503,25 -531,58 -560,62 -590,39 -770,90 -802,17 -834,22 -867,08 -900,76 2.100,00 2.100,00 2.100,00 2.100,00 1.600,00 1.600,00 1.600,00 1.600,00 1.600,00 -34.000,00 -4.767,12 -119,18 -122,16 -125,21 -128,34 -131,55 -134,84 -138,21 -141,67 384,25 9,61 9,85 10,09 10,34 10,60 10,87 11,14 11,42 EXPLOTACIÓN (+) Financiacion de proveedores (+) Valor terminal Caja Flujo Caja Proyecto Acumulado Beneficio de explotación(BAI) (-)Impuestos (+) Amortización (-)Inversión en Activo fijo (ANC) (-)Inversión en Activo Circulante (CT) Flujo Caja Proyecto=Tesorería FLUJO CAJA PROYECTO_1 (mil. €) 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 3.648,80 3.728,02 3.809,22 3.892,45 3.977,77 4.065,21 4.154,84 4.246,71 4.340,88 4.437,40 11.543,02 -4.449,07 -721,05 3.088,18 6.980,63 10.958,40 15.023,61 19.178,45 23.425,16 27.766,04 32.203,44 43.746,46 3.117,58 3.235,52 3.356,41 3.480,32 3.607,33 3.737,51 3.870,95 4.007,72 4.147,91 4.291,61 4.438,90 -935,27 -970,66 -1.006,92 -1.044,10 -1.082,20 -1.121,25 -1.161,28 -1.202,32 -1.244,37 -1.287,48 -1.331,67 1.600,00 1.600,00 1.600,00 1.600,00 1.600,00 1.600,00 1.600,00 1.600,00 1.600,00 1.600,00 1.600,00 -145,21 -148,84 -152,56 -156,37 -160,28 -164,29 -168,40 -172,61 -176,92 -181,34 -185,88 11,70 12,00 12,30 12,60 12,92 13,24 13,57 13,91 14,26 14,62 14,98 7.006,69 EXPLOTACIÓN INVERSIÓN 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 4,6% 5,2% 5,8% 6,5% 8,9% 9,8% 10,7% 11,8% 13,1% 4,0% 4,2% 4,3% 4,4% 5,6% 5,7% 5,8% 5,9% 5,9% 10,4% 11,3% 12,3% 13,4% 14,5% 15,6% 16,9% 18,4% 20,1% EXPLOTACIÓN ROE (Return on Equity)=BAI/PN ROS (Return on Sales)=BDI/VENTAS ROA ROI(Return on assets)=EBITDA/ACTIVO 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 14,5% 16,2% 18,1% 20,4% 23,1% 26,3% 30,4% 35,4% 42,0% 50,9% 63,4% 6,0% 6,1% 6,2% 6,2% 6,3% 6,4% 6,5% 6,5% 6,6% 6,6% 6,7% 22,0% 24,2% 26,7% 29,7% 33,3% 37,6% 42,9% 49,6% 58,2% 69,8% 86,2% EXPLOTACIÓN 49 49 Estudio de Viabilidad económica de las Regasificadoras en España en épocas de Transición hacia Energías Renovables APARTADO 2_ Ingresos, Cuenta de Resultados y Flujo de Caja del Proyecto. Financiación externa. INVERSIÓN 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 0,00 29.000,00 29.725,00 30.468,13 31.229,83 32.010,57 32.810,84 33.631,11 34.471,89 35.333,68 0,00 -5.110,00 -5.237,75 -5.368,69 -5.502,91 -5.640,48 -5.781,50 -5.926,03 -6.074,18 -6.226,04 0,00 -9.350,00 -9.583,75 -9.823,34 -10.068,93 -10.320,65 -10.578,67 -10.843,13 -11.114,21 -11.392,07 -10.500,00 -10.762,50 -11.031,56 -11.307,35 -11.590,04 -11.879,79 -12.176,78 -12.481,20 -12.793,23 -13.113,06 0,00 3.777,50 3.871,94 3.968,74 4.067,95 4.169,65 4.273,89 4.380,74 4.490,26 4.602,52 0,00 -2.100,00 -2.100,00 -2.100,00 -2.100,00 -1.600,00 -1.600,00 -1.600,00 -1.600,00 -1.600,00 0,00 1.677,50 1.771,94 1.868,74 1.967,95 2.569,65 2.673,89 2.780,74 2.890,26 3.002,52 -20.000,00 -18.750,00 -17.500,00 -16.250,00 -15.000,00 -13.750,00 -12.500,00 -11.250,00 -10.000,00 -8.750,00 0,00 -800,00 -750,00 -700,00 -650,00 -600,00 -550,00 -500,00 -450,00 -400,00 Beneficio de explotación_ (BAI) 877,50 1.021,94 1.168,74 1.317,95 1.969,65 2.123,89 2.280,74 2.440,26 2.602,52 0,00 -263,25 -306,58 -350,62 -395,39 -590,90 -637,17 -684,22 -732,08 -780,76 0,00 614,25 715,36 818,12 922,57 1.378,76 1.486,73 1.596,52 1.708,18 1.821,76 EXPLOTACIÓN Beneficio de explotación_EBIT_ (BAII) (-)Impuestos Beneficio despues de impuestos (BDI) (-)Deuda (-)Gastos financieros CUENTA DE RESULTADOS (mil€ ) Ingresos (-)CC_Impuestos, contratos, plantilla EBITDA (Margen Bruto) (-)Amortización (-)CP_Odorizante, Electricidad (-)CD_Repuestos, Mantenimiento 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 36.217,03 37.122,45 38.050,51 39.001,78 39.976,82 40.976,24 42.000,65 43.050,66 44.126,93 45.230,10 46.360,86 -6.381,69 -6.541,23 -6.704,76 -6.872,38 -7.044,19 -7.220,30 -7.400,80 -7.585,82 -7.775,47 -7.969,86 -8.169,10 -11.676,87 -11.968,79 -12.268,01 -12.574,71 -12.889,08 -13.211,31 -13.541,59 -13.880,13 -14.227,13 -14.582,81 -14.947,38 -13.440,89 -13.776,91 -14.121,33 -14.474,37 -14.836,23 -15.207,13 -15.587,31 -15.976,99 -16.376,42 -16.785,83 -17.205,47 4.717,58 4.835,52 4.956,41 5.080,32 5.207,33 5.337,51 5.470,95 5.607,72 5.747,91 5.891,61 6.038,90 -1.600,00 -1.600,00 -1.600,00 -1.600,00 -1.600,00 -1.600,00 -1.600,00 -1.600,00 -1.600,00 -1.600,00 -1.600,00 3.117,58 3.235,52 3.356,41 3.480,32 3.607,33 3.737,51 3.870,95 4.007,72 4.147,91 4.291,61 4.438,90 -7.500,00 -6.250,00 -5.000,00 -3.750,00 -2.500,00 -1.250,00 0,00 -350,00 -300,00 -250,00 -200,00 -150,00 -100,00 -50,00 0,00 2.767,58 2.935,52 3.106,41 3.280,32 3.457,33 3.637,51 3.820,95 4.007,72 4.147,91 4.291,61 4.438,90 -830,27 -880,66 -931,92 -984,10 -1.037,20 -1.091,25 -1.146,28 -1.202,32 -1.244,37 -1.287,48 -1.331,67 1.937,31 2.054,86 2.174,49 2.296,22 2.420,13 2.546,26 2.674,66 2.805,40 2.903,54 3.004,13 3.107,23 EXPLOTACIÓN INVERSIÓN CAPITAL EMPLEADO (mil €) 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 34.000,00 36.282,88 34.292,45 32.304,76 30.319,88 28.837,88 27.358,82 25.882,79 24.409,86 22.940,11 14.000,00 17.532,88 16.792,45 16.054,76 15.319,88 15.087,88 14.858,82 14.632,79 14.409,86 14.190,11 20.000,00 18.750,00 17.500,00 16.250,00 15.000,00 13.750,00 12.500,00 11.250,00 10.000,00 8.750,00 Capital empleado Fondos propios Deuda EXPLOTACIÓN 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21.473,61 20.010,45 18.550,71 17.094,48 15.641,84 14.192,89 12.747,71 11.306,41 9.869,07 8.435,79 7.006,69 13.973,61 13.760,45 13.550,71 13.344,48 13.141,84 12.942,89 12.747,71 11.306,41 9.869,07 8.435,79 7.006,69 7.500,00 6.250,00 5.000,00 3.750,00 2.500,00 1.250,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 EXPLOTACIÓN Anexo 1. Resultados 50 50 INVERSIÓN 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 -34.000,00 -868,63 3.455,78 3.505,80 3.557,45 3.460,76 3.515,78 3.572,55 3.631,11 3.691,52 -34.000,00 -34.868,63 -31.412,84 -27.907,04 -24.349,59 -20.888,83 -17.373,05 -13.800,50 -10.169,39 -6.477,87 1.677,50 1.771,94 1.868,74 1.967,95 2.569,65 2.673,89 2.780,74 2.890,26 3.002,52 0,00 -263,25 -306,58 -350,62 -395,39 -590,90 -637,17 -684,22 -732,08 -780,76 2.100,00 2.100,00 2.100,00 2.100,00 1.600,00 1.600,00 1.600,00 1.600,00 1.600,00 -34.000,00 -4.767,12 -119,18 -122,16 -125,21 -128,34 -131,55 -134,84 -138,21 -141,67 384,25 9,61 9,85 10,09 10,34 10,60 10,87 11,14 11,42 EXPLOTACIÓN FLUJO CAJA PROYECTO_2 (con DEUDA) (mil €) Flujo Caja Proyecto=Tesorería (-)Inversión en Activo Circulante (CT) (+) Financiacion de proveedores (+) Valor terminal Caja Flujo Caja Proyecto Acumulado DEUDA Beneficio de explotación(BAI) (-)Impuestos (+) Amortización (-)Inversión en Activo fijo (ANC) 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 3.753,80 3.818,02 3.884,22 3.952,45 4.022,77 4.095,21 4.169,84 4.246,71 4.340,88 4.437,40 11.543,02 -2.724,07 1.093,95 4.978,18 8.930,63 12.953,40 17.048,61 21.218,45 25.465,16 29.806,04 34.243,44 45.786,46 3.117,58 3.235,52 3.356,41 3.480,32 3.607,33 3.737,51 3.870,95 4.007,72 4.147,91 4.291,61 4.438,90 -830,27 -880,66 -931,92 -984,10 -1.037,20 -1.091,25 -1.146,28 -1.202,32 -1.244,37 -1.287,48 -1.331,67 1.600,00 1.600,00 1.600,00 1.600,00 1.600,00 1.600,00 1.600,00 1.600,00 1.600,00 1.600,00 1.600,00 -145,21 -148,84 -152,56 -156,37 -160,28 -164,29 -168,40 -172,61 -176,92 -181,34 -185,88 11,70 12,00 12,30 12,60 12,92 13,24 13,57 13,91 14,26 14,62 14,98 7.006,69 EXPLOTACIÓN -20.000,00 2.050,00 2.000,00 1.950,00 1.900,00 1.850,00 1.800,00 1.750,00 1.700,00 1.650,00 FLUJO DE CAJA DE LA DEUDA (mil €) 1.600,00 1.550,00 1.500,00 1.450,00 1.400,00 1.350,00 1.300,00 0,00 0,00 0,00 0,00 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 -20.000,00 2.023,00 2.025,00 2.027,00 2.029,00 2.031,00 2.033,00 2.035,00 2.037,00 2.039,00 0,00 2.100,00 2.100,00 2.100,00 2.100,00 1.600,00 1.600,00 1.600,00 1.600,00 1.600,00 -34.000,00 -4.767,12 -119,18 -122,16 -125,21 -128,34 -131,55 -134,84 -138,21 -141,67 384,25 9,61 9,85 10,09 10,34 10,60 10,87 11,14 11,42 20.000,00 -1.250,00 -1.250,00 -1.250,00 -1.250,00 -1.250,00 -1.250,00 -1.250,00 -1.250,00 -1.250,00 -34.000,00 -1.509,88 2.765,43 2.764,69 2.763,88 2.263,00 2.262,05 2.261,03 2.259,93 2.258,75 (+) Valor terminal Caja CASH FLOW ACCIONISTA Beneficio despues de impuestos (BDI) (+) Amortización (-)Inversión en Activo fijo (ANC) (-)Inversión en Activo Circulante (CT) (+) Financiacion de proveedores Incremento de la deuda FLUJOS PARA EL ACCIONISTA 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 2.041,00 2.043,00 2.045,00 2.047,00 2.049,00 2.051,00 2.053,00 2.055,00 2.057,00 2.059,00 2.061,00 1.600,00 1.600,00 1.600,00 1.600,00 1.600,00 1.600,00 1.600,00 1.600,00 1.600,00 1.600,00 1.600,00 -145,21 -148,84 -152,56 -156,37 -160,28 -164,29 -168,40 -172,61 -176,92 -181,34 -185,88 11,70 12,00 12,30 12,60 12,92 13,24 13,57 13,91 14,26 14,62 14,98 -1.250,00 -1.250,00 -1.250,00 -1.250,00 -1.250,00 -1.250,00 -1.250,00 0,00 0,00 0,00 0,00 7.006,69 2.257,50 2.256,16 2.254,74 2.253,23 2.251,64 2.249,95 2.248,18 3.496,31 3.494,34 3.492,27 10.496,79