GENERACION EOLICA VERTICAL – TERRESTRE PARA REP. O. DEL URUGUAY

PRESENTACION: Actualidad de la generación eólica a gran escala: En la actualidad, la inestabilidad de los precios del petróleo y la amenaza del cambio climático han dado marco a un avance vertiginoso de la energía eólica, tanto en capacidad instalada como en desarrollo tecnológico. Políticas de estado a favor del desarrollo de las energías renovables y de la autonomía energética, así como el Protocolo de Kyoto, han estimulado el crecimiento de la industria eólica permitiendo superar muchas barreras del pasado. El desarrollo de materiales como las resinas epoxi y las fibras de carbono, propiciado en gran parte por la industria aeronáutica, ha permitido a la industria eólica desarrollar aerogeneradores de gran tamaño: · Las potencias medias de los aerogeneradores instalados entre 1990 y 1991 era de 225 kW; · hacia el año 2000 las grandes compañías de la industria aeronáutica desarrollaban nuevas generaciones de aeroturbinas de 500 kW a 1,2 MW; · actualmente existen en operación aerogeneradores de hasta 3MW en tierra y de hasta 5MW en mar (offshore). La potencia media de los aerogeneradores instalados es 1,8MW, · no parece lejano el desarrollo de equipos que alcancen la decena de megavatios. A su vez, lo avances en el diseño de las máquinas han permitido hacer más eficiente el aprovechamiento del viento pudiendo pasar de la obtención de 600 KWh/año por m2 de rotor en 1982 a la obtención de 1200 KWh/año por m2 de rotor en 2002. El gran desarrollo de la electrónica de potencia registrado en los últimos años ha permitido mejorar ampliamente la funcionalidad de la energía eólica, ya que al incorporar esta tecnología a los aerogeneradores se mejora significativamente la calidad de la energía entregada a la red. Esta mejor calidad de la energía, sumada a los avances en cuanto a predicción del recurso a corto plazo, dan actualmente mayor confiabilidad a la fuente eólica, permitiendo gran penetración de potencia eólica en los sistemas eléctricos de los países. ADEMAS: Hoy en día, la energía eólica se está convirtiendo en una parte integral de la matriz energética global. Debido a los desafíos paralelos de un continuo aumento de la demanda de energía y la idea de que la producción de energía debe ser sostenible, la energía eólica - es una fuente de energía renovable e inagotable - se espera que crezca rápidamente. Para facilitar esa ampliación, los gobiernos de todo el mundo han decidido las metas nacionales ambiciosas para la producción de energía eólica. Sin embargo, hasta la fecha, la producción de energía eólica ha sido cuestionada por una serie de desafíos comerciales, administrativos y tecnológicos. La energía eólica terrestre “horizontal” se ha expandido rápidamente, pero se ve obstaculizada, entre otras cosas, por las condiciones de viento óptimas y procesos de licencia largos, que a menudo son seguidos por las apelaciones, por lo que el riesgo y costo aumentan significativamente. En la zona costera , donde las condiciones de viento son significativamente mejores que, fabricantes y desarrolladores de energía en tierra han buscado opciones mas adecuadas para las instalaciones de parques eólicos y nosotros J. BASTAN & LMG apostamos por equipos mas económicos, rentables, de fácil mantenimiento e instalación y con la variante de que en un mismo mástil, se puedan colocar hasta 2 equipos .

Más, los costos de instalación, servicio y mantenimiento de parques eólicos verticales que han sido montados han demostrado ser la mejor opción y con resultados muy importantes . Para habilitar los servicios públicos y desarrolladores para basar sus decisiones en las instalaciones de energía eólica vertical en condiciones favorables de viento en lugar de las grandes y costosas generadoras del tipo “horizontal” , el aumento de interés y los recursos están dirigidos al desarrollo de equipos mas potentes (nosotros estamos desarrollando uno de 1,5 mw, aún en trámite de certificación en el CIEMAT) para la escala de la producción de energía eólica vertical de gran tamaño. Hoy en día, es ampliamente aceptado que la producción de energía eólica se está moviendo hacia zonas cercanas a la costa, donde las condiciones del viento son mas favorables, creando una demanda creciente de parques eólicos . J BASTAN & LMG se dedica a tomar el papel principal en el diseño de las turbinas eólicas verticales de última generación para la producción de energía eólica eficiente, flexible y rentable

LA TECNOLOGIA: La tecnología que aplicamos en J. BASTAN & LMG para la producción eólica de gran escala, al contrario que el resto de los conceptos actuales de aerogeneradores horizontales, está basado en la tecnología patentada por el Sr. J. BASTAN , y con equipos de aerogeneradores verticales . Mediante el uso de las ventajas de la tecnología de turbinas verticales, J.BASTAN & LMG puede diseñar estructuras flexibles que son a la vez una mayor escala, más estable y más adecuado para hacer frente a los retos específicos de los ambientes costeros , mejorando el rápido desarrollo de estas estructuras “wind farm” y mucho mas económicas , y montados los aerogeneradores, tal como otras granjas eólicas pero con mas cantidad de unidades por hectárea , de lo que están desarrollando actualmente. El tamaño y la estabilidad del resultado en el equipo en una estructura de costes altamente competitivos. Al aumentar el efecto instalado por volumen de acero y disminuyendo el costo de montaje por efecto instalados, los costos de inversión pueden ser limitados. Al permitir que el personal de servicio y mantenimiento acceda muy fácilmente a la torre y el equipo, (sistema verticales apto para subir y bajar los equipos en la misma torre) , hace que pueda ser mayor su vida en años de trabajo de la unidad , y la misma a la que solo se le debe hacer un mantenimiento cada bastante tiempo , con lo que se reducen al mínimo los costos de operación y mantenimiento y aun pueden ser reducidos con mejoras y avances que se desarrollaran en futuras unidades.

Excelente para la tecnología de las torres portadoras de equipos de J. BASTAN , también es el sistema de anclaje con basamento centralizado . El giro o veleta , que se coloca en el centro de la turbina , al final mismo del eje portador , le permite a esta veleta girar sobre su propio eje y de tal modo para alinear automáticamente al viento. Los aerogeneradores de la generación EXAWIND por lo tanto siempre se enfrentan al viento en una configuración optimizada, lo que aumenta significativamente la eficiencia de la producción de electricidad.

Objetivo: El objetivo del proyecto es el desarrollo de un aerogenerador fiable, de fácil instalación en sobre su basamento y el uso de dos unidades en una misma torre . De bajo coste de mantenimiento, además de respetuoso con el medio ambiente y las aves, y además ocupando menos espacio que unidades únicas .

Estudio técnico-financiero “Construcción GRANJA EOLICA VERTICAL” RESUMEN: El objetivo del trabajo es analizar, desde un punto de vista financiero, las diversas soluciones técnicas para un emplazamiento “tipo” en el litoral Atlántico de la República Oriental del uruguay . Se examinará exhaustivamente los elementos que intervienen en el diseño, construcción, instalación, operación, mantenimiento y desmantelamiento de dicha infraestructura, optando por aquellas soluciones que estimamos óptimas tanto técnica como económicamente. Además se analizarán todos aquellos aspectos referentes a los temas necesarios para dar el soporte logístico al parque. Para ello se plantearán diversos escenarios, considerando equipos verticales de nueva construcción, estudiando el impacto que representan las distintas opciones en la totalidad de los costes y de esta forma poder definir la viabilidad del parque, cantidad de equipos necesarios para dar cobertura al lugar que se escoja para el plan piloto (7000/10.000 habitantes), y accesorios . NORMATIVA Y LEGISLACION APLICABLE: para eólica offshore Hay dos tipos de régimen que regulan la producción de energía mediante aerogeneradores marinos. Según el régimen especial que se pacte con el Gobierno de URUGUAY y con su formato de primas que suplementan el

precio pactado entre promotor y empresa distribuidora, variable según rentabilidad del parque, o según lo que establece el procedimiento administrativo para la tramitación de las solicitudes de autorización de instalaciones de generación eléctrica en el territorio continental y en el mar territorial (para los equipos offshore) . Y también sobre cómo ha de hacerse el análisis o estudio sobre el impacto ambiental. A quién hay que presentarlo, responsables, alcance del mismo y demás requisitos. (a cerca del procedimiento para instalar un parque eólico en el mar territorial, lo cual es clave en el análisis normativo.) Los parques eólicos marinos están sometidos a un régimen de autorización y concesión administrativa. Es decir, tras la concurrencia pública de los posibles promotores, la Administración tomará una decisión y otorgará la reserva de zona. Esta zona se compone de zonas eólicas marinas, las cuales tienen una extensión de dos paralelos y dos meridianos, cuya separación sea de un grado, que deberá coincidir con grados y minutos enteros. El tamaño es a elegir por el promotor pero coincidiendo con múltiplos de grados y minutos .

Mapa Eolico del Uruguay:

OBJETIVO DEL ANTE-PROYECTO Emplazamiento Estudio del emplazamiento seleccionado según el anterior mapa de Rep. Oriental del Uruguay . Se establecerán de forma inicial un parque eólico central terrestre con 20 equipos eólicos verticales de 1,5 Mw, que luego de instalados y conectados a la red. Se pasaría a la segunda fase con otros 20 equipos similares a la fase 1 también de 1,5 Mw. Entre ambas fases se tratará de sunistrar unos 60 mW/h de energia electrica, que se volcaria a la red Uruguaya de electricidad (UTE) , según se haría constar en el contrato correspondiente. La potencia a instalar en la Fase terrestre, sería con 20 máquinas verticales de 1.5 MW. Montados en 10 ejes verticales , según el fabricante escogido para fabricar los equipos , de unos 30 Mwh . A la vista del mapa eólico que mostramos antes , los emplazamientos de mayor recurso eólico se encuentran en la zona Sur , Sobre la Costa Atlántica , por lo que cualquiera sea el sitio escogido, el beneficio seria muy bueno, destacando que el mayor potencial estaría situado entre Montevideo y Maldonado , por ser la zona con mejores vientos de la geografía . Otros criterios de selección serán la proximidad a Ciudades Importantes y pobladas , buena aceptación del gobierno regional para que los requisitos administrativos no entorpezcan la tramitación del parque y buena infraestructura eléctrica para la integración a la red. EN RESUMEN- ZONA ESCOGIDA (*) Se ha seleccionado la zona de la , en las aguas de la provincia de cuyas coordenadas son : Montevideo/Costa De Oro : Coordenadas: 34°53′01″S 56°10′55″O 8 equipos Maldonado : Coordenadas: 34°38′00″S 54°53′00″O 2 equipos

El emplazamiento a desarrolllar el proyecto se encuentra en. ( VARIABLE) Y la velocidad constante de los vientos oscila entre los 8 m/s y 10 m/s. (*) zona aún por determinar según interés regional / local) PERO ESTIMAMOS QUE SERIAN EN LA FASE 1, DOS (2) OPCIONES: MONTEVIDEO , Y MALDONADO.

CALCULO COMO BASE PARA 100.000 HABITANTES: 30 Mw Una ciudad de 100.000 habitantes es considerada una ciudad MEDIANA por lo que podria considerarse un consumo medio por habitante de 50 kW/hora mensuales si se considera que la coccion de los alimentos y la calefacción es por gas. y de 90 kW/hora por mes si son electricos. Por otro lado se deben considerar los servicios de la ciudad como ser iluminación, bombeo de agua, y otros servicios, con lo que deberá agregarse 25 kW/hora por mes por habitante.

Entonces con gas

50 + 25 = 75 kW/hora por mes ---- 900 kW/hora, por Año, por hab. 900kw x 100.000 = 90000 MW/hora, por año de toda la ciudad Se deberan poseer una generación media de 90000 / 365 dias / 24 horas = 10,3 MW Para abastecer los picos se suponen un aumento del 60% entonces 10,3 x 1,6 = 16,5 MW ------------ Se adopta generacion de 2 MVA

Sin gas 90 + 25 = 115 kW/hora por mes ---- 1380 kW/hora por Año, por hab. 1380 x 100.000 = 138000 MW/hora por año de toda la ciudad 138000 / 365 dias / 24 horas = 15,8 MW Para abastecer los picos se suponen un aumento del 60% entonces 15,8 x 1,6 = 25,3 MW ------------ Se adopta generacion de 30 MVA OPORTUNIDADES : Uruguay no es una excepción a la creciente demanda energética regional y mundial, aunque a diferencia de lo que puede ocurrir en otros países en desarrollo las causas no radican en el aumento de la presión demográfica, más bien son consecuencia de la variación en la tasa de urbanización, del optimismo en el consumo y del desarrollo económico. Uruguay tiene instalada una potencia de 2.426 MW y aunque el consumo promedio se sitúa en poco más de 1.000 MW, el aumento imparable de la demanda hace necesarias fuertes inversiones en nuevas capacidades de generación e infraestructura ya que para los próximos 5 años se estima un aumento de entre un 40% y un 50%. Para lo cual la empresa pública Administración Nacional de Usinas y Transmisiones Eléctricas (UTE)1 planea invertir 1.400 millones de dólares - tal como anunció su presidente, Ingeniero Gonzalo Casaravilla el pasado día 27 de agosto- en modificar y diversificar la matriz energética del país-. Uruguay dispone de un impresionante potencial eólico que durante décadas ha sabido ser empleado en proyectos de microgeneración. A día de hoy consecuencia de las características del propio país y del grado de desarrollo de la tecnología, la eólica se ha convertido en política de Estado y gracias al bagaje adquirido, Uruguay ha dado el salto convirtiendo a ésta en su primera fuente no tradicional, que en combinación con la hidráulica definirá el mix energético para los próximos 5 años. A cuenta del acuerdo de conversión de deuda por inversiones públicas establecido entre España y Uruguay se financió un tercio del coste del primer proyecto eólico de Uruguay: el Parque Eólico del Cerro de los Caracolesver apartado II proyectos eólicos-, Dicho proyecto fue iniciado en 2008 por la empresa EDUINTER, contó con generadores VESTAS, su ampliación concluyó en junio de 2010 y actualmente se encuentra vertiendo energía a la red. El pasado 14 de junio el ministro de Industria, Roberto Kreimerman anunció que se espera que la potencia

eólica instalada llegue a 500 MW antes de 2015: para lo cual UTE procedió a la licitación de 150 MW2 el pasado 13 de julio y a finales de este mismo año está prevista la asignación de contratos para la construcción de otros 150 MW, ya sea mediante licitación o mediante el establecimiento de un feed in tariff que permita la compra sin mediar licitación. Todo dependerá de la evaluación del éxito de la última licitación para que UTE lance un nuevo llamado u opte por la compra directa, tal como permite la legislación uruguaya- ver apartado- Licitación de UTE-. En la apertura de ofertas de la licitación UTE recibió 22 ofertas- de 15 empresas diferentes, entre las que 5 son empresas españolas desarrolladoras de proyectos y dos fabricantes de generadores. No es de extrañar la alta participación de empresas españolas en esta licitación ya que en 2009 y por segundo año consecutivo España fue el país europeo que más centrales eólicas instaló, con 2.459 MW nuevos y la eólica aportó ese mismo año 3.803 millones de euros al PIB español. Está previsto que este proceso de licitación finalice a finales de este mismo año, de modo que los parques eólicos estén generando energía antes de 2012. Por tanto las perspectivas para la generación eólica en Uruguay son muy positivas: La política energética delineada por las autoridades establece, como ya se ha expuesto, la diversificación de la matriz de fuentes primarias de generación, existen metas a corto, mediano y largo plazo que aseguran el crecimiento del mercado, lo cual unido a las fortalezas de las empresas españolas- know-how, buena imagen de marca, internacionalización3… les aseguran una muy buena posición en un mercado que crece y crece. La licitación del pasado día 13 de julio no sólo abre la mano a las empresas privadas con experiencia en generación de energía - lo cual en Uruguay ha sido tradicionalmente monopolio de la empresa UTE- sino también despliega un amplio abanico de posibilidades para todas aquellas empresas del sector, dado el alto número de stakeholders que cada uno de estos proyectos requiere: – Fabricantes de generadores eólicos; Promotores de proyectos; Ingenierías y consultoras; Empresas constructoras; Empresas de trabajos verticales, grúas, etc.; Consultoras sobre cambio climático especializadas en la tramitación de Mecanismos de Desarrollo Limpio derivados de los proyectos eólicos; Centros de Servicios Eólicos, etc. – Las oportunidades fruto de un favorable marco normativo permiten plantear a las empresas un negocio en el que un buen recurso en combinación con las excelentes capacidades desarrolladas se materializan en alta rentabilidad y márgenes razonables. Desde aquí sólo queda esperar la conclusión de la licitación, así como la asignación de contratos por los otros 150 Mw restantes- ya sea mediante licitación o mediante asignación directa - para que todas esas oportunidades se plasmen en contratos, y ese sinfín de empresas españolas pioneras que nacieron por y para la energía eólica- a diferencia de muchas otras que están realizando extrañas diversificaciones e integraciones verticales atraídas por la fiebre de las renovables- puedan aplicar su knowhow en un mercado que acaba de despegar y que pretende convertirse muy pronto en cuantiosos flujos de caja positivos- sin necesidad de prima ni subvención alguna-.

POLÍTICA ENERGÉTICA En este marco encontramos algunos documentos clave que configuran la política energética. · Plan: Política Energética 2005-2030 elaborado por la Dirección Nacional de Energía y Tecnología Nuclear (DNETN)12 del MIEM: En el cual se realiza una presentación de la actual situación energética en Uruguay y se introducen nuevas políticas energéticas. Entendiéndose la Energía como una materia multidimensional que trae consecuencias en todos los campos de la vida 1) Geopolíticos: acceso a las fuentes 2) Tecnológicos: acceso a la tecnología 3) Económicos: costos crecientes de fuentes y tecnologías 4) Medioambientales: fuerte impacto sobre el cambio global 5) Éticos: 90% de la energía consumida es no renovable 6) Sociales: ¿genera desarrollo o más desigualdades? En este Plan se establecen 4 directrices estratégicas fundamentales: 1) Rol directriz del Estado, con participación regulada de actores privados.

2) Diversificación de la matriz energética (fuentes y proveedores) 3) Promover la eficiencia energética en todos los sectores de actividad. 4) Velar por un acceso adecuado a la energía para todos los sectores sociales. Entre los objetivos recogidos en este Plan se planteó la necesidad de incorporar fuentes renovables no tradicionales: de manera que entre 2005-2008 se instalarían: de eólica (16MW+20MW) y de Biomasa (120 MW+35MW+14MW). Y para antes de 2015: de 200 a 300MW de energía eólica; 200 MW de biomasa, 50 MW de hidráulicas, 2 granjas piloto de energía solar fotovoltaica y varios microemprendimientos solares o eólicos para uso residencial o de PYMES. A pesar de que los objetivos para el 2008 no han sido cumplidos en su totalidad en tiempo y forma13, la comisión multipartidaria de energía fijó como meta la incorporación de 300 megavatios (MW) en fuentes renovables para el próximo quinquenio. Y el pasado 14 de junio de 2010 el ministro de Industria, Roberto Kreimerman volvió a elevar la estimación, anunciando que se espera que la potencia eólica instalada llegue a 500 MW antes de 2015: para lo cual UTE celebró la apertura de las ofertas de la licitación de 150 MW el pasado 13 de julio y a finales de este mismo año está prevista la licitación de otros 150 MW. - ver aparatado II 3.Proyecto Eólico -. · Lineamientos de Estrategia Energética elaborado por la DNETN del MIEM el 18 de agosto de 200614: En el cual se define a la Política energética a largo plazo como sector clave, ya que determina la calidad de vida de la población siendo un insumo imprescindible y una condición indispensable del aparato productivo – ya que la calidad y seguridad de abastecimiento, su precio y la posibilidad de conexión energética determinan la productividad de un país, contribuyendo al objetivo de crecimiento económico-. La cobertura de los requerimientos básicos de energía, en cantidad y calidad, resulta esencial para el logro de una aceptable calidad de vida de la población, de mayor equidad social, siendo además una precondición para la mejora en el desarrollo de las potencialidades de los recursos humanos. La explotación racional de los recursos naturales energéticos, la mayor eficiencia en el uso de la energía y el empleo de fuentes renovables y de tecnologías limpias, contribuyen de modo decisivo para atenuar el inevitable impacto ambiental de las actividades económicas de producción y consumo. Entre los objetivos y líneas de acción de este Plan se contemplan: 1) La conformación de un sistema de abastecimiento de energía eléctrica robusto que atienda el suministro al menor costo posible: Establecer potencia de respaldo local que admita el uso de tecnologías y fuentes diversas. 2) Mejorar formas de acceso y abastecimiento de recursos energéticos fósiles, disminuyendo el impacto de la importación de combustibles sobre la economía nacional. 3) Definición sobre participación del Gas Natural en la matriz energética. 4) Avance significativo en la incorporación de fuentes alternativas de energía (en especial bio-combustibles, así como generación eólica y con bio-masa): a) Generar fondos específicos para sostener implementación de políticas de desarrollo. b) Sistematizar y completar la evaluación del potencial de cada recurso. Crear una base nacional de datos y documentación, en el ámbito de la DNETN. c) Desarrollar proyectos pilotos en fuentes menos conocidas. d) Formular normativa regulatoria específica que promueva las fuentes nuevas y renovables en el sistema energético. e) Promover especialmente la articulación de cadenas productivas de fuentes renovables de energía. f) Promover la utilización de capacidades tecnológicas y mano de obra locales.g) Consolidar los grupos interinstitucionales del ámbito estatal y el intercambio con el sector privado y académico. 5) Consolidación de la Política de Eficiencia Energética. 6) Adecuación de marcos regulatorios: Adecuar el del sector eléctrico, consolidando los roles de URSEA y la Administración del Mercado Eléctrico (ADME)15, desarrollando la potencia y eficiencia en la empresa pública y habilitando los mecanismos para el desarrollo de la participación privada en generación, con fuerte acento en la generación distribuída, renovable y de respaldo. 7) Incremento del acceso de sectores en situación de pobreza extrema al abastecimiento de los diversos usos de

energía. 8) Articulación y coordinación entre actores e instituciones energéticas, respondiendo a una visión global, apoyando la formulación de políticas y planes.

CONDICIONES CLIMATICAS El clima de Uruguay puede considerarse moderado -templado y húmedo-, con estaciones relativamente bien diferenciadas; las temperaturas en verano, que comienza el 21 de diciembre, pueden alcanzar excepcionalmente los 40º C, y en invierno, que empieza el 21 de junio, descienden hasta los -2º ó -3º grados. El promedio anual de precipitaciones es de 1.000 lts. /m2 y durante todo el año se cuenta con días soleados, aunque en un mismo día pueden producirse bruscos cambios atmosféricos. EL RECURSO EÓLICO Uruguay dispone de un alto potencial eólico: Actualmente se tienen identificadas varias zonas con potencial significativo (se podría llegar a instalar hasta 1.000 MW), con factores de capacidad entre el 40 y el 45% dependientes de la zona geográfica, muy propicios para la implantación de centrales eólicas (más de la mitad de su territorio se encuentra entre 50 m y 90 m de altura con una velocidad de los vientos entre 6m/s y i 10m/s. En la Zona de Sierra de Caracoles los vientos alcanzan una velocidad de entorno a 9 m/s). La DNETN a través del Programa de Energía Eólica ha puesto a disposición de las empresas el segundo mapa eólico de Uruguay -ver ANEXO - que actualmente se encuentra en proceso de perfeccionamiento. Este mapa en ningún caso debe sustituir las mediciones eólicas realizadas por las propias empresas. El mapa presenta algunas imprecisiones en cuanto a las mediciones, ya que al ser meramente orientativo no sigue la norma ISO ni las mejores prácticas de medición - Recomended practices for wind turbine testing and evaluation: Wind speed measurement and use of cup anemometry-: “las mediciones se deben realizar desde torres independientes” y en este caso se realizaron desde torres de UTE, por lo que los valores en ocasiones se distorsionan. Por ello se recomienda a toda empresa que desee iniciar un proyecto de estas características que realice sus propias mediciones o acuda a alguna de las empresas que dispone de mediciones. La energía eólica presenta fuertes fluctuaciones en la generación horaria debido a su variabilidad en esta escala de tiempos. Sin embargo, anualmente mantiene una mayor estabilidad.

CONSUMO DE ENERGÍA En la década de los 90 la demanda de energía eléctrica creció en promedio un 5.5% anual y si bien en los primeros años de la década siguiente ese crecimiento se vio interrumpido, en el 2003 se retomó la tendencia alcista. Frente a este aumento sostenido en la demanda, la oferta ha tenido que acompañar este ritmo con una capacidad instalada que no se incrementó durante muchos años. Como resultado, el sistema de generación se muestra frágil en la actualidad y en períodos de bajas precipitaciones se han tenido que implementar medidas de ahorro energético. Con el objetivo de mejorar la robustez de este sistema, el gobierno ha delineado una política que apunta a diversificar la matriz energética y a incorporar otras fuentes de generación, fundamentalmente de carácter renovable. Actualmente Uruguay tiene instalada una potencia de 2.426 MW , el consumo promedio se sitúa en poco más de 1.000 Mw aunque se ha llegado a picos de 1.640 MW. El pico histórico de demanda interna eléctrica se dio en el invierno de 2007, y fue de 1.640 MW, y el consumo de energía eléctrica en 2007 fue de 8.881 GWh. El crecimiento anual de la demanda de energía eléctrica promedio de los últimos cinco años ha sido de aproximadamente 3 %. En 2009 se destinó al mercado interno 8.995 Gwh. La mayor parte de la electricidad va orientada al sector residencial (40%) el 29% es consumido por grandes clientes, el 17% por medianos consumidores, el 9% por clientes en general y el 5% por varios.Este incremento en la demanda requiere fuertes inversiones en nuevas capacidades de generación e infraestructura, para lo cual el ejecutivo planea invertir 5.000 millones de dólares en modificar y diversificar la matriz energética del paístal como anunció el presidente Muji ca el pasado 14 de junio en la reunión del Gabinete Productivo-.

Para hacernos una idea: En el caso de un campo eólico de 50,6 Mw instalados se calcula que cubriría una producción de 155 GWh, por lo que en el caso de que se quisiera cubrir el aumento de consumo estimado para los 5 próximos años- escenario optimista 4.590 Gwh adicionales- mediante centrales eólicas, se necesitarían cerca de 30 parques eólicos nuevos para producir 1.500 MW. Según un informe publicado por la propia compañía, se estima que UTE pierde unos 80 millones de dólares al año debido a las conexiones irregulares. Las pérdidas se dan por dos vías: las técnicas y las no técnicas: las primeras están vinculadas “al proceso físico de distribuir la energía eléctrica, originadas en el transporte de energía por conductores y transformadores y las segundas, son generadas por el uso irregular de energía, ya sea mediante la intervención del medidor o conexiones directas a la red eléctrica. Hoy en día, las pérdidas de energía eléctrica representan entre el 16.7% y el 20% de la energía que ingresa a la distribución. Por lo que el número de consumidores podría ser mucho mayor a los 1.283.062 usuarios (entorno a 1,6 millones de usuarios).Este escenario de escasez energética ha venido acompañado durante los últimos años por un considerable aumento del precio medio de venta del MW debido a las sequías -entre las cinco peores de los últimos 100 años de Uruguay- que obligaron a UTE a importar más electricidad- desde Brasil23 y Argentinapara compensar la baja generación hidroeléctrica del verano austral. En 2009 el precio medio de venta fue de 149,5 dólares por Megavatio, lo que supuso un aumento del 7% respecto a 2008, un crecimiento del 30% respecto al 2007 y un 105% en relación a 2004.

RESUMEN: Uruguay necesita generar entre 3.645 GWh y 4.590 GWh adicionales para el 2015, los cuales se prevé que provengan de la energía eólica (500MW) y de biomasa (200MW). Situándose para entonces el consumo diario entre los 12.645,00 GWh y los 13.590,00 GWh.

RÉGIMEN FISCAL Uruguay dispone de un régimen fiscal propicio para las empresas del sector eólico que otorga amplios beneficios tributarios a las empresas que deseen invertir en el país. Al amparo de la ley de promoción de inversiones - (ver ANEXO ) Ley Promoción Inversiones- que conceden similar trato a empresas nacionales y extranjeras, el gobierno otorga exoneraciones del Impuesto a las Rentas de las Actividades Económicas IRAE siempre que se cumplan ciertos requisitos (Ver anexo ). Entre los años 2005-2009 la Inversión Directa Extranjera (IDE) en Uruguay alcanzó los 1.250 millones de dólares de media anual –excluyendo el megaproyecto de 1.500 millones de dólares de la empresa Finlandesa UPM (antigua Botnia)-. Numerosas son las empresas que actualmente, de cara a presentarse a la licitación UTE, están analizando la implantación de alguna de las líneas de ensamblado y montaje en Uruguay con la finalidad de cumplir el requisito exigido por ésta de un 20% de componente local- lo cual les permitirá además beneficiarse de las exenciones fiscales anteriormente expuestas-. Las empresas españolas pueden beneficiarse de dichos incentivos fiscales y encontrar en Uruguay no sólo socios locales con los que atacar el mercado uruguayo sino también la puerta de entrada al MERCOSUR – exportando con arancel Cero del MERCOSUR -. Gracias al régimen de Zonas Francas que Uruguay posee- que concede-al abrigo de la ley 15.927- una serie de beneficios tributarios y legales a las empresas instaladas: Exoneraciones del Impuesto al Patrimonio; del Impuesto a las Rentas de las Actividades Económicas; Del impuesto al Control de las Sociedades Anónimas; del IVA y del Impuesto Especifico Interno (IMESI). Tampoco pagan tributos los bienes, servicios, materias primas y suministros de cualquier origen, que entran o salen. Existe además libertad en el ingreso y egreso de divisas, metales preciosos y títulos valores, y no rigen los monopolios industriales y comerciales del Estado. Además no se establecen en estos enclaves diferencias entre inversores nacionales y extranjeros, no obstante el 75% del personal contratado debe ser uruguayo - aunque este porcentaje podría ser revisado por el gobierno en casos excepcionales-. El decreto 354 del 3 de Agosto de 2009 promueve, al amparo del artículo 11 de la Ley 16.906, a un conjunto de

actividades entre las que se encuentran la generación de energía eléctrica proveniente de fuentes renovables no tradicionales y la fabricación nacional de maquinaria y equipos con destino a ésta y otras actividades vinculadas. Para el caso de la generación eléctrica, este decreto otorga el beneficio de la exoneración del 90% del Impuesto a las Rentas de las Actividades Económicas para los ejercicios iniciados entre el 1º de julio de 2009 y el 31 de diciembre de 2017, del 60% entre el 1º de enero de 2018 y el 31 de diciembre de 2020, y del 40% entre el 1º de enero de 2021 y el 31 de diciembre de 2023. El beneficio otorgado para la fabricación nacional de maquinaria y equipos consiste en los mismos porcentajes de exoneración, aunque más limitados en el tiempo.

CAPACIDAD DE INTERCONEXIÓN ELÉCTRICA A día de hoy las líneas de UTE en donde el recurso eólico está presente con mayor potencial son prácticamente inexistentes (al este del país), lo que suponen un obstáculo para el desarrollo de la eólica. De cara a la implantación de los 500 MW eólicos adicionales previstos para antes del 2015, UTE realizará inversiones que permitan mejorar la débil conexión eléctrica. Se convierte en una necesidad por tanto la mejora de la infraestructura de transmisiones para poder continuar con el ritmo de desarrollo planificado de la eólica. Uruguay cuenta con una interconexión eléctrica con Argentina de 2.000 Mw- muy superior a su pico histórico de consumo de cerca de 1.700 MW- actualmente está desarrollando el proyecto de interconexión eléctrica con Brasil de 500 MW que permitirá vender los excedentes al mercado brasileño, sin la necesidad de utilizar el sistema argentino, como se hacía hasta ahora. De esta manera Uruguay ampliará la diferencia entre su consumo y su capacidad de interconexión eléctrica, y realizará un cierre en anilla de la red de alta tensión, que hasta ahora era radial. Uruguay dispone de un mercado eléctrico pequeño en relación a la extensión geográfica del país, ya que es un país despoblado donde los habitantes se concentran en torno a los principales núcleos de poblaciónMontevideo, Canelones-. Las mediciones de viento de tres potenciales ubicaciones facilitadas por UTE en su licitación, han coincidido con las zonas de interés de las empresas oferentes, por lo que de cara a realizar la conexión eléctrica de las plantas se facilita mucho.

FASE 2 – EOLICA MARINA El poder de la eólica marina

Tecnología del parque Análisis y selección de plataformas soporte de los aerogeneradores. Para situar un aerogenerador en este emplazamiento no necesitamos recurrir a una solución pilotada como es habitual en los parques eólicos de Europa. Hemos pensado en soluciones mas rentables y económicas , no obstante, se ha de tener presente las peculiaridades que añade una “carga” tan especial como un equipo de varios aerogeneradores de 1,5 MW c/u cuyas características se detallan a continuación. OFFSHORE (EN ESTUDIO DE EQUIPOS MAS POTENTES) MODELO Diámetro turbina Altura máxima Potencia Normativa Funcionamiento Velocidad arranque de viento Potencia nominal Alcance de potencia nominal Velocidad de corte de viento Rango de temperatura Turbina Área de barrido Nº de brazos Nº de velas por brazo Velocidad de rotación nominal Nivel sonoro máximo Orientación de velas Regulación de potencia Vibraciones Transmisión de potencia Multiplicador Lubrificación mecanismos y velas Sistema orientación Tipo Transmisión

Respuesta a cambio dirección viento Sistema de frenado

Generador Tipo

EXAWIND-076/4/1,5 mW 77 m. 45 - 53 m. 1,5 MW por turbina Nivel 1 de UNE-EN 61.400 (hasta 150km/h) 5 m/s (18 km/h) 1,5 MW por turbina 14 – 16 m/s (50 – 57 km/h) 45 m/s (162 km/h) -30º C a +50º C 7,260 m3 Seis 20 16 vueltas 45 dB Mecánico por orientación electrónica de la veleta Conexión y desconexión de generadores en cascada y convertidor regenerativo con software especifico. No se conocen Corona dentada de gran diámetro en turbina, transmisión hasta el suelo y multiplicador directo al generador. Circuitos de engrase automático mediante bombas lubricadoras con temporizadores Veleta con encoder de posición Rotor de transmisión mecánica al actuador lineal de cada línea de velas accionado por motor-reductor eléctrico orientado por el encoder de la veleta. Instantánea Por aumento de generación de potencia. Conexión progresiva de los generadores en cascada. Variación electrónica diagrama orientación de las velas. Síncrono de imanes permanentes con convertidor "Full Power Concept"

Uds. por corona Voltaje nominal Torre Altura mástil Diametro Material Longitud de tramo Offshore Base Extras y accesorios Derechos y propiedad Patente del modelo y accesorios relacionados

1 generador de 1.500 kW. o 2 de 800 kW. según necesidades. 315/400 V 40 – 50 m. según necesidades del terreno 8 m. Acero 10 m. Plataforma semi-flotante con pies retráctiles. Posibilidad de combinar con sistema Power-Flow H.J.B.

BIOD2-LMG -BTN una empresa de diseño y proyectos Española y en especial en el desarrollo de la ingeniería para plataformas flotantes de producción de energía eólica marina. BIOD2-LMG -BTN ofrece servicios y desarrolladores de todo el mundo de forma eficiente, flexible y rentable de gestionar y utilizar el poder de la energía eólica marina.

SOBRE LOS EQUIPOS:

Aerogenerador EXAWIND de turbina horizontal Patentado por Quim BASTAN con sistema compensador de resistencia al viento. Este aerogenerador abre un mundo de posibilidades en las aplicaciones de energía eólica.

Descripción: Turbina de eje vertical de superficie variable en todo el diagrama de rotación. La elección de eje vertical permite aprovechar la fuerza de Coriolis. El giro de la turbina sobre un eje vertical causa el efecto giroscopio (igual a la peonza) proporcionándole el propio equilibrio sobre su base. Esta propiedad reduce los costes de cimentación y facilita su instalación sobre plataformas. Las velas de cada brazo giran sobre su propio eje orientándose en todo el diagrama de giro para ofrecer la resistencia óptima en el meridiano de presión y reducir la superficie en su avance a contraviento. Las dimensiones de la turbina de cada aerogenerador EXAWIND dependerán de la potencia del generador eléctrico y la velocidad de viento media de la zona. Cada turbina del aerogenerador EXAWIND está compuesta de dos brazos riostrados de perfil especial de aluminio fabricado a medida para el proyecto. Incluso después del montaje en obra, estos brazos pueden ser alargados añadiendo velas para mejorar el rendimiento y productividad de la inversión.

Ventajas:

- Silencioso. La turbina no se cruza con el mástil. En los aerogeneradores de eje vertical las aspas hacen ruido cada vez que pasan por delante de la torre. - Sin vibraciones. Por la misma causa la turbina de eje vertical carece de vibraciones. - Respetuoso con las aves. Las aves no son sorprendidas por el corte del aspa, al nivel de turbina ven una pared o reja de frente. Este aerogenerador está bien considerado por los defensores de medio ambiente. - Fácil fijación. No necesita grandes refuerzos por equilibrarse por compensación de fuerzas. - Facilidad de transporte y montaje. Todas las piezas del aerogenerador son ensamblables a pie de obra. Los brazos de las turbinas son de varios tramos en contra de las aspas de un aerogenerador de eje horizontal. - Menor altura total. El giro horizontal de la turbina permite reducir la altura de la torre y la altura máxima penalizada en un aerogenerador de eje horizontal. - Posibilidad de montar varias turbinas en un mismo mástil. - Facilidad de mantenimiento. La turbina se desliza hasta el suelo para facilitar el mantenimiento. – Instalación del generador electrico en la base del aerogenerador. Tambien permite montar más de un generador electrico por turbina para aprovechar las diferenteas velocidades de las rachas de viento.

NOTA: Son ideales para la implantación en el mar debido a la menor cimentación, la posibilidad de montar la turbina a nivel del agua para subirla después automaticamente por el mástil, y has tres unidades en el mismo mástil . La ventaja de estos aerogeneradores sobre los similares de eje vertical es el giro constante de las velas de cada brazo para conseguir la mayor resistencia al sentido de dirección del viento y la menor resistencia a contraviento. La turbina de estos aerogeneradores consta de seis brazos con un número de velas diferente en cada modelo según la superficie deseada según velocidad del viento de la zona y potencia requerida. Su construcción permite ampliarlos incluso después de estar instalados. Al no disponer de largas aspas como en los aerogeneradores de eje horizontal el transporte y el montaje en obra se reduce permitiendo incluso instalarlos en parajes de difícil acceso.

Respetuosos con el medio ambiente. Es el mayor argumento de interés por el respeto con las aves. Estas no son sorprendidas por el corte de las aspas. Silenciosos. Al no cruzarse las aspas con la torre vertical la turbina carece de vibraciones y ruido. Este aerogenerador tiene más mecanismos que cualquier molino de eje horizontal. Los brazos con las velas en continua rotación, los mecanismos de orientación, etc. Esta complejidad se compensa por las superiores prestaciones y ventajas sobre los otros Aerogeneradores. Para mantener su alto nivel se construye con los componentes más adecuados para garantizar una larga vida de trabajo con en mínimo mantenimiento. La turbina se construye en aluminio anti-corrosivo o en fibras de aleación de poliéster. Las velas también son de fibra, los rodamientos son inoxidables y en algunos modelos la torre o mástil también es de este material anti-oxidante para soportar cualquier inclemencia sin envejecer. En algunos modelos, cada aerogenerador Exawind puede montar más una turbina por mástil. Cada una de ellas contiene un solo generador varios generadores. Estos generadores van controlados por un PLC que los conecta o desconecta según la velocidad de viento. Cuando el último llega a la potencia máxima se conecta el siguiente o viceversa. De esta forma conseguimos una presión y velocidad constante de la turbina, mejorando el rendimiento según la velocidad de aire del momento. Este sistema simplifica en mantenimiento post venta y no perjudica a todo el aerogenerador en casos de mantenimiento o avería. La potencia del conjunto de turbinas va gestionada por el mismo inversor de salida o igualmente pueden montarse inversores independientes para facilitar el mantenimiento. Cada turbina del aerogenerador Exawind está compuesta de dos brazos riostrados de perfil especial de aluminio fabricado a medida paracada modelo. Incluso después del montaje en obra, estos brazos pueden ser alargados añadiendo velas para mejorar el rendimiento si la velocidad de viento estimada no fuera real o simplemente para aumentar potencia. La ventaja de montar generadores pequeños en cadena facilita este aumento de prestaciones. La superficie de un aerogenerador convencional de eje horizontal se calcula por el área de barrido de la circunferencia de las aspas, no por la superficie de estas. La diferencia entre un aerogenerador de una a tres o cuatro aspas radica solo en la velocidad y las vibraciones de este. En el aerogenerador Exawind se ha comprobado en cálculos y pruebas de campo que la superficie útil son los metros cúbicos de la parte de presión real del cilindro que genera el movimiento de la turbina.

Aumento de rendimiento por m2 de superficie SOBRE LA PROPIETARIA DEL PARQUE: Beneficios/atractivo: -> Empresa adquiere deuda con el accionista del 9% a 20 años de cantidad invertida -> Propiedad 50 %: dividendos, futura continuidad, propiedad activo, capacidad de decisión, capacidad de veto. Atraer inversores Hacer atractivo el negocio Mantener gestión Posición fuerte en el mercado Realismo Financiación.

Propia

DESARROLLO: Financiación del parque El primer y más laborioso capítulo del proyecto ha sido la elaboración del diagrama total de costes. Esto es debido a nuestro criterio de implementar valores lo más reales posibles, y por tanto sacados de un sondeo del mercado y la colaboración de las diversas empresas consultadas.

La variación del valor del dinero en el tiempo la hemos tenido en cuenta del siguiente modo: • Actualización anual de los valores a partir de 2014 del 2%. • En el periodo de instalación no se actualiza el valor del dinero debido a que los contratos están cerrados en sus cuantías con las diferentes empresas. • Los honorarios de nuestro Grupo , tecnicos y profesionales , gastos por Estudios de factibilidad y otros , costes de planificacion, viaticos y estadias, etc. equivale a unos 150.000 usd /año . CONTAMOS CON GRUPO QUE INVIERTE EN ESTOS PARQUES CON LA GARANTIA SOBERANA DEL GOBIERNO LOCAL DONDE SE INSTALEN Y CON PLANES HASTA LOS 20 AÑOS, PARTICIPANDO ESTE INVERSOR EN UNA J.V./ SOCIEDAD MIXTA PUBLICA-PRIVADA. CONSULTENOS, PLANES DE MAS DE 100 MILLONES DE EUROS PARA ENERGIAS RENOVABLES. Ingresos. Nota: En España funciona el sistema de primas o de feed in tariff, que consiste en que las empresas ceden la electricidad al sistema y perciben a cambio una tarifa fija durante un periodo de tiempo determinado. Actualmente, el sistema retributivo se rige por el Real Decreto 661/2007, que ofrece dos opciones:  -Una tarifa fija de 79,084 €/MWh.  -Una prima variable a la que se suma el precio final del mercado, con un techo o cap de 91,737 €/MWh, un suelo o floor de 76,975 €/MWh y una prima de referencia de 20,142 €/MWh. Este sistema de feed in tariff es considerado por la Comisión Europea como el más eficiente para las energías renovables de los que existen en Europa en la actualidad. En Republica Dominica no conocemos los valores por lo tanto dependera de estos y los factores gubernamentales, impuestos locales y/o regionales, etc. Ratio de Cobertura de Servicio. Aprox. 1.:118 190 $usd/MWh Rentabilidad de la Inversión – VAN. TIR = 6,6 % 190 $usd /MWh Sensibilidad ante precio por kWh. Curva de aprendizaje – Tecnología joven, pero factible. Enorme campo desarrollo que disminuya costes. Inversores: mercado no desarrollado, pero no mercado utópico Atractivo para el sector marítimo europeo -> Factor Mar Prima > La mínima para que haya inversión privada -> Equivalente a inversión en desarrollo tecnológico/investigación -> Inversión estratégica nacional: plan de energía -> Revisión permanente para que no se convierta en beneficios -> No es una inversión financiera; generación de PIB real. Legislación moderna, flexible y bien cimentada

CONCLUSIONES FINALES. 1) Inversión prevista para el periodo 2014/2024 – La inversión en Investigación, Desarrollo e Innovación (I+D+i) es un pilar fundamental para el mantenimiento de la competitividad del Sector Eólico , y necesaria para ofrecer un producto de calidad

diferenciado que permita a la industria electrica dominicana mantenerse a la vanguardia tecnológica del sector. La estrategia a seguir en este sentido se establece a nivel del Gobierno Uruguayo y por el Plan Estratégico en Tecnologías Energéticas (Master Plan), que representa la herramienta principal para el desarrollo de la política energética. El objetivo de este plan es identificar diferentes tecnologías económicamente viables para la generación de energía limpia e invertir en su investigación y desarrollo. El Master Plan, a través de la Iniciativa Uruguaya Eólica, otorgará un papel clave al desarrollo de la energía eólica e identificará los siguientes objetivos principales: • Aumentar la competitividad de la energía eólica. • Aprovechar el potencial de la eólica offshore. • Facilitar la integración en la red de la potencia eólica. Para la investigación y desarrollo en estos campos, la Iniciativa D. Eólica debería prever una inversión de 1.000 millones de $usd para los años 2014-2024. Una parte muy relevante de estos recursos se centraría en el desarrollo de la energía eólica offshore, con el fin de que ésta participe en el sector con 40 GW (17% del total de la eólica) en 2020 y con 150 GW (38%) en 2030, a nivel total del País . Apoyada por el marco de investigación y desarrollo que establecería para el Master Plan en esta materia, la industria eólica Dominicana mostraría en los mejores escenarios posibles de futuro energético limpio y renovable , una clara voluntad de seguir invirtiendo en I+D+i. El esfuerzo de la industria eólica Dominicana en I+D+i durante el ejercicio 2012/2013 fue de …... millones de $usd (el …....% de la contribución sectorial al PIB, frente al …....% que representa la I+D+i total sobre el conjunto del PIB Dominicano ), que además se vería reflejado en una amplia participación de las empresas eólicas dominicanas en proyectos de investigación y desarrollo (de los que serían las principales promotoras), así como en iniciativas promovidas a nivel nacional. NOTA: NECESITO LOS DATOS DE TODO LO QUE SE SUBRAYA EN CELESTE DE FONDO

2) VALORACIÓN Durante los últimos años, el Sector Eólico se ha visto afectado por la inestabilidad regulatoria derivada de la inexistencia en el medio plazo de un modelo retributivo para la energía generada. En este apartado del documento, se evalúa el impacto económico negativo que se derivaría de la paralización de la potencia eólica en cada una de las regiones del País . DICHO ANÁLISIS SE REALIZA DE ACUERDO CON EL SIGUIENTE MÉTODO: • 1. Se considera a efectos de evaluar el impacto económico derivado de la normativa la potencia eólica objetivo en cada una de las Provincias Dominicanas , establecida en sus planes de desarrollo. En caso de que no exista dicho plan, se considerará la potencia comprometida en los pre-proyectos eólicos deseados. Esto supone que la suma de la potencia total objetivo de las comunidades autónomas sería de ….... MW. • 2. Se ha considerado que se instalaría toda la potencia eólica pendiente de entrada en servicio a diciembre de 2013 (….... MW), además de los …..... MW ya instalados en el País en esa fecha. • 3. Se ha supuesto que no se construiría ningún MW de potencia adicional a lo realmente necesario. • 4. Para el año 2020, se ha calculado para cada una de las Provincias el volumen de inversión que no se desarrollaría, la pérdida de contribución al PIB y al empleo nacional. • 5. Se ha considerado que: - La inversión media por MW instalado durante el periodo 2014-2020 sería de 1,5 millones de $usd .

- La contribución al PIB nacional por cada MW instalado durante ese periodo sería de 645.000 $usd – El número de personas año equivalentes empleadas en el País para la puesta en marcha de un MW (fabricación de equipos y componentes, y construcción de bases, mantenimiento y conexión a la red ) sería de 3,5 . – UN PROYECTO BASICO Y TIPICO SEGUN ESTOS COSTES, Y CON LOS EQUIPOS DESCRIPTOS (20 EQUIPOS DE 1,5 MW EN FASE 1 Y OTROS 20 EN LA SEGUNDA) RONDARIA LOS 130/140 MILLONES DE EUROS APROX.-

CONCLUSIONES ÁMBITO TÉCNICO. Consideraciones técnicas y medioambientales. Los retos tecnológicos son múltiples y desde luego subsanables. Las soluciones flotantes añaden una serie de efectos que requieren un diseño específico de los aerogeneradores. Durante su estancia en la mar una plataforma semi-sumergible escora y trima por los efectos del viento, y oscila con el oleaje en mayor o menor medida. Los equipos, engranajes, ejes y acoplamientos de los aerogeneradores se han de diseñar al efecto, al igual que se hacen los equipos de a bordo de los buques y plataformas. En el mar el recurso es excelente por lo que primará la fiabilidad de la máquina y evitar así los mantenimientos. Los aerogeneradores verticales podrían ser una solución apropiada y los conceptos del eje vertical pueden tener su razón de ser al no concentrar pesos tan elevados a tanta altura. La elección de turbinas verticales se justifica por la posibilidad de aumentar la velocidad de giro de las turbinas. De esta forma, se consigue reducir el par y por lo tanto, conseguir una estructura más ligera, además de poder tener varios equipos en un mismo eje central. La repotenciación con máquinas de más de 3 MW reducirá el coste del MW instalado ya que un aerogenerador algo mayor no implica plataformas proporcionalmente más grandes. Incluso con un diseño adecuado una misma plataforma podrá servir para aerogeneradores de distintas potencias como se aprecia en el siguiente ejemplo: La conexión eléctrica entre los distintos cables del parque y su manipulación en altas profundidades sigue en fase de desarrollo. Los sistemas de control y de comunicaciones deben ser fiables al 100% para tener totalmente monitorizado el parque y que las operaciones de mantenimiento se puedan realizar con rapidez cuando proceda. Los costes de instalación del parque se abaratarán en el momento que exista una industria offshore especializada en el país. Desde una perspectiva más global, en la que todavía restan años hasta que la eólica flotante comience a ser una realidad, hay tiempo para adquirir un bagaje en trabajos offshore por las empresas del sector naval nacional, crear el tejido industrial y el know how necesario y de esta forma reducir considerablemente los costes de instalación y O&M. Una tecnología más madura con una buena planificación de mantenimiento permitiría aumentar el ciclo de vida a 30 años, con la consiguiente mejora de la rentabilidad del parque Desde el punto de vista medioambiental las turbinas son prácticamente invisibles desde tierra. Casi no hay impacto visual No hay problemas con la contaminación acústica. No habrá tantas muertes de aves, lo cual es un problema de los parques onshore cercanos a la costa. ÁMBITO ECONÓMICO-FINANCIERO Una vez desarrollado todos los costes del proyecto, y la financiación que se necesita (tomando como base el kWh a 190 $usd/MWh) pasamos analizar algunos ratios fundamentales a la hora de valorar la inversión. Es importante tener en cuenta que muchos entes nos pedirán esos ratios y datos para valorar si entran o no en el proyecto. Comenzamos con el análisis con el precio base comentado 190 $usd/MWh. Las primeras conclusiones que sacamos de tomar este valor son las siguientes: • Son mayores que las de la eólica onshore que en 2012 ha sido en torno a 70-80 cent$/kWh, pero es una tecnología realmente menos desarrollada, y hemos tomado unos costes muy conservadores.

Es decir, necesitamos una prima de 120$usd/MWh para operar de manera rentable. • Los números obtenidos con la financiación diseñada son muy esperanzadores. Obtenemos resultados interesantes desde el punto de vista empresarial con una tecnología nueva. • Análisis de la inversión: TIR del 6,0 %, y Ratio de Cobertura medio de 1,118. VALORES POSITIVOS DE RENDIMIENTO DE LA INVERSIÓN. VEAMOS EN FIGURAS ESTOS NÚMEROS. Se obtiene un TIR del 6,6%. Para una inversión corriente es algo bajo, pero para este tipo de instalación es muy aceptable. Es de remarcar que con este valor por MWh serían capaces de devolver ampliamente la deuda al INVERSOR y de pagar, como empresa, la deuda con el Promotor , e incluso repartir dividendos desde el segundo año. Para ilustrar esta situación, el Ratio de Cobertura de Servicio ilustra la relación existente entre el cash flow disponible y la cuota de beneficios. Pensamos que es mejor así, de cara a conseguir financiación, ya que este proyecto tiene más de estratégico, de inauguración de un mercado, de ser pionero, antes de un proyecto de rentabilidad rápida y alta más propio de un sector desarrollado. Sensibilidad del parque ante variaciones del precio por kWh Un tema fundamental es la sensibilidad ante el cambio en la producción del parque eléctrico. Se ha elaborado la gráfica que muestra la variación del TIR con respecto al kWh: Variación del TIR en función del precio del kWh El precio del MWh es muy susceptible de cambiar en 20 años. En principio solo varia el IPC menos un 0,5%, pero hay muchas circunstancias que hacen de la energía un sector frágil en la zona. • Dependencia energética del exterior • Volatilidad del precio del crudo y del gas natural • Situación económica y por tanto, primas del Estado a las energías renovables • Desarrollo de otras energías que bajen la prima de la eólica offshore Como se observa en la figura estamos por encima de todas las formas de producción de energía eléctrica “clásicas” en más del doble de costes de producción en general: 190 $usd / MWh. Esa es la realidad actual y hay que tenerla presente. No obstante somos optimistas en la capacidad de disminución de los costes de producción según vaya madurando la tecnología eólica vertical , y dado el gran recurso del viento que tenemos en la zona maritima , pensamos que pagar a ese precio la energía hoy, es invertir en desarrollo futuro y no despilfarrar el presupuesto nacional. CONCLUSIONES GLOBALES DEL PROYECTO Las siguientes conclusiones son las que hemos sacado los autores tras analizar el proyecto de forma global e individual en todas sus vertientes: 1. El coste de la energía eólica offshore flotante a medianas profundidades es de 190$usd /MWh, dando una rentabilidad a la inversión con un TIR del 6,6%. Este coste a día de hoy implica una prima de entorno a 120$usd/MWh. 2. La capacidad de desarrollo en este campo es enorme y merece la pena apostar por ella por la razón principal de que existe el recurso viento de gran capacidad energética, cuyas ventajas medioambientales y estratégicas lo hacen de gran interés nacional. 3. Si somos capaces de avanzar en la curva de aprendizaje, pronosticamos una disminución relativa de los costes de instalación y mantenimiento, con un aumento muy grande de la producción eléctrica, es decir una gran disminución del coste por MWh generado. 4. El sistema energético dominicano no es el ideal actualmente debido a su dependencia del exterior así como la falta de una estrategia definida y decidida a largo plazo. La eólica onshore empieza a estar desarrollada, y por tanto pensamos que es momento de dar el salto a la eólica offshore de gran capacidad de producción. Una apuesta estratégica firme en este sentido, es una apuesta por una energía limpia, de futuro y integradora de un tejido industrial asociado muy positivo para el País. 5. El sector marítimo dominicano está preparado para este reto. Es el momento de dejar de ser una región que vive de espaldas al mar y dar prioridad a esta gran capacidad marítima.

ESTE SERIA EL RESULTADO FINAL

FASE 1 + 2

RESUMEN BREVE: EQUIPOS: 20+20 X 1,5 Mw

EQUIPOS GRANDES BST

CARACTERISTICAS EOLICA VERTICAL 1000/1500 (1,5Mw/H) MODELO

EXWD-1000

EXWD-1500

Diámetro turbina

42 m.

47 m.

Altura máxima

35 – 45 m.

35 – 45 m.

Potencia

1 MW

1,5 MW

Velocidad arranque de viento

4,5 m/s

4,3 m/s

Potencia nominal

1 MW

1,5 MW

Alcance de potencia nominal a

18.5 m/s

18,2 m/s

Velocidad de corte de viento

45 m/s

45 m/s

Rango de temperatura

-40º C a +50º C

-40º C a +50º C

Área de barrido

5.300 m3

7.300 m3

Nº de brazos

Seis

Seis

Nº de velas por brazo

3+1

4+1

Altura de las velas

12 m.

12 m.

FUNCIONAMIENTO

TURBINA

Nivel sonoro máximo

44 dB

44 dB

Vibraciones

No se conocen

No se conocen

Generador Asíncrono imanes permanentes

Generador Asíncrono imanes permanentes

GENERADOR Tipo

Voltaje nominal

680 v. trifásico

680 v. trifásico

TRANSMISIÓN DE POTENCIA Posición componentes

Montaje del generador y electrónica en Montaje del generador y electrónica en la base de la torre la base de la torre

Transmisión

Eje de transmisión a la base y multiplicador

Eje de transmisión a la base y multiplicador

Respuesta a cambio de orientación de viento

Instantánea por sistema electromecánico

Instantánea por sistema electromecánico

Sistema de frenado

Variación automática de cambio ángulo de ataque velas y freno

Variación automática de cambio ángulo de ataque velas y freno

Altura torre hasta turbina

25 m.

25 m.

Diámetro

5 m.

5 m.

Material

Acero

Acero

Longitud de tramo

12 m.

12 m.

TORRE

ANEXO EOLICO TERRESTRE: AEROGENERADOR ESCOGIDO PARA EL PROYECTO: 1,5 Mw Nota final: Le toca el turno al viento como fuente de energía renovable para tu casa. La energía eólica se emplea fundamentalmente para producir electricidad. La energía contenida en el viento hace girar las palas de las máquinas eólicas, transmitiendo su movimiento a un generador que produce electricidad

Podemos considerar que la tecnología eólica ya está en su fase de madurez y presenta un gran desarrollo comercial. La instalación de estas máquinas, cuando son de baja o muy baja potencia, está indicada para abastecer miles de viviendas se encuentren en zonas de vientos. Los aerogeneradores que actualmente ofrecemos en el mercado para uso doméstico son, ( podemos elegir entre varias opciones) similares : ¿Cuál escoger? El tamaño dependerá del viento, de la producción que queramos, pero también de nuestras posibilidades de anclaje. Un aerogenerador de 1,5 Mw de potencia puede tener unas palas de 1,4-1,5m , y una altura de vela de unos 12 metros lo que supone casi 5 metros de diámetro de rotor, que requiere de unos 44 m. de diámetro de giro . El decir que un aerogenerador tiene una potencia nominal de un 1,5 MW significa que esa es la capacidad máxima que puede suministrar cada hora mientras sople el viento. En una zona buena se puede conseguir entonces que esa turbina de 1,5 MW de potencia produzca al cabo del día unos 4/5 MWh. Por comparar, un frigorífico muy eficiente consume cerca de un 1 kWh en toda una jornada. Para generar por sí sola tanta electricidad como la que necesitan miles de hogares, esa turbina tiene que estar en una zona de mucho viento. Pero, aunque no se llegue a tanto, al menos sí puede reducir una parte importante de la que se consume de la red eléctrica y que dejaríamos de pagar de la factura. EN MINIEOLICA:

Después de repasar las principales opciones que tenemos para que el suministro de energía para nuestro hogar sea más ecointeligente, nos gustaría sintetizar lo visto en unas cuantas ideas: El consumo de energía de una vivienda tiene un gran impacto en nuestra calidad de vida y en el presupuesto familiar. Por ello, a la hora de la compra es muy importante pedir información sobre la calidad energética de la vivienda, tanto de sus componentes estructurales como de los sistemas de climatización y producción de agua caliente, y tener en cuenta la calidad de las instalaciones en nuestra decisión de compra. Los equipos para aprovechamiento térmico de la energía solar constituyen un desarrollo tecnológico fiable y rentable para la producción de agua caliente sanitaria en el sector de las viviendas. Un buen diseño bioclimático puede conseguir ahorros de hasta el 70% para la climatización e iluminación de su hogar. Se pueden utilizar las energías renovables en el suministro de energía a nuestras casas incorporando equipos que aprovechen la energía proveniente del sol, el aire, la biomasa y la geotermia. Desde el año 2007 se generalizó en toda Europa, con carácter obligatorio, la certificación energética de los edificios, que proporciona información sobre la eficiencia energética de nuestra vivienda, en función de las características del aislamiento, acristalamientos, sistemas de calefacción, producción de agua caliente sanitaria y aire acondicionado.

Son también una opción que debe considerarse en las nuevas viviendas. Mediante un sistema de captación adecuado y una bomba de calor geotérmica, en invierno se puede usar el calor del interior de la tierra para la calefacción doméstica y la obtención de agua caliente. En verano, ese calor es extraído transfiriéndolo al subsuelo y refrigera el edificio. Esperamos que después de esta serie de propuestas sobre las posibilidades de incluir en vuestras viviendas las energías renovables, veáis esta cuestión como algo posible y no una cuestión que sólo aplica a las grandes compañías generadoras de energía. Si hacemos un análisis de los costes de producir energía eléctrica podríamos llegar a conclusiones bastante sorprendentes. Veamos: el coste de instalación de una central se cifra en 4000 millones de $USD por cada Gigavatio por los 950 millones de $USD del coste instalación de un Gigavatio de energía eólica. De acuerdo que hay una diferencia de horas de funcionamiento, y es por ahí que se escudan muchos detractores cuando afirman que la eólica no vale cuando no hay viento, pero si hacemos números, una nuclear funciona unas 7.750 horas anuales, que son todas las horas del año menos las requeridas por paradas técnicas. Mientras tanto, un parque eólico produce durante, en el peor de los casos, 2200 horas anuales. Sin embargo, como podemos instalar con la misma inversión 4,21 Gigavatios de eólica por cada Gigavatio de nuclear haciendo un sencillo cálculo, vemos que obtenemos para una misma inversión:

Nuclear: 1Gw x 7750h = 7750Gwh Eólica: 4,21Gw x 2200h = 9262Gwh Es decir, que con una misma inversión producimos un 19,5% más de energía con la fuerza del viento, que para más inri es un combustible limpio, gratis e inagotable. De hecho, en este sencillo análisis no se han tenido en cuenta gastos de combustible (uranio que importamos) y de gestión de residuos que decantarían más todavía la balanza a favor de la eólica. La conclusión que se puede extraer de todo esto sin miedo a equivocarnos ha de ser que las energías renovables son la apuesta de futuro, y en el caso de la eólica de presente, y que con ello haríamos de nuestro sistema energético un sistema independiente y seguro, pasando a depender de combustibles gratuitos, limpios y ubicuos. -

PARA PODER COTIZARLES DE LA MANERA MAS PRECISA Y ADEMAS INFORMARLES DE LA FORMA DE PREPARAR LA CIMENTACION NECESARIA Y OTROS ASPECTOS, LES SOLICITAMOS UNA REUNION INFORMATIVA EN LA FECHA QUE USTEDES CONSIDEREN OPORTUNA. CORDIALMENTE ALBERTO LUZARDO CASTRO +34 660735324

ANEXO: FACILIDAD DE APERTURA DE UNA EMPRESA De cara a presentarse a licitaciones de las administraciones públicas en Uruguay está establecida la obligatoriedad de tener un domicilio social en el país -Texto Ordenado de la Ley De Contabilidad y Administración Financiera (T.O.C.A.F.) que regula los Contratos del Estado-. Recientemente se creó en Uruguay el instrumento “EMPRESA EN UN DÍA (ED)”27 se trata de una nueva herramienta mediante la cual se podrá registrar Sociedades Anónimas (S.A.) y Sociedades de Responsabilidad Limitada (S.R.L) de forma rápida y económica, esta nueva modalidad de apertura de empresas, inspirada en el modelo portugués, permitirá la constitución e inscripción de una sociedad comercial en 24 horas a partir de su presentación en tres fáciles pasos -uno de los cuales transcurre en un entorno virtual-. Este instrumento permitirá agilizar tanto el número de trámites, pasando de 11 procedimientos a 3, así como el costo de los mismos, de 8.362 pesos a 7.562 pesos (unos 300 euros) para S.R.L y de 36.800 pesos a 27.845 pesos por S.A. Desde el año 2010 por tratarse de un plan piloto, únicamente podrán crearse S.A y S.R.L en un régimen especial que irá incorporando mejoras. Tipo de empresas que no se pueden crear en Empresa en el Día: Agropecuarias, Bancarias y Financieras, De renta, Profesionales universitarios, Personal de embajadas, Personal de organismos internacionales, Seguros, Servicio doméstico, Titular de obras, Zonas francas. Elección de nombres para las empresas: el nombre (denominación social) de cada empresa, debe ser seleccionado de la lista que se encuentra en la base de nombres de “EMPRESA EN UN DÍA”. Estos nombres han sido controlados -para verificar que no existe homonimia y aprobados por los organismos correspondientes –AIN (Auditoría Interna de la nación), BPS (Banco de Previsión social), DGI (Dirección General Impositiva) y DGR (Dirección General de Registros)-. Conforme la normativa legal y reglamentaria vigente, la reserva de un nombre existente en la Base de Nombres de “EMPRESA EN UN DÍA” tiene un plazo de vigencia máximo de 30 días e implica el pago de las tasas correspondientes. Emprendimientos como éste colaboran con mejorar el clima de inversiones. En América Latina y el Caribe una empresa tarda solamente 61,7 días en abrirse. En Uruguay demora 65 días. Con el nuevo sistema serán necesarias 24 horas.

SITUACIÓN ACTUAL

Uruguay a pesar de no poseer recursos fósiles actualmente en explotación, presenta ventajas competitivas en el área de las renovables, cuenta con un potencial eólico enorme, como se ha mencionado, que posibilitará la exportación del excedente de energía a Argentina y Brasil. La energía eólica en Uruguay presenta múltiples ventajas respecto al resto de energías, tanto convencionales como no convencionales33, no sólo presenta una alta competitividad en precios consecuencia de su mayor desarrollo a nivel industrial, también los proyectos de este tipo gozan de viabilidad económica, que hace posible su funcionamiento sin la necesidad de primas ni subvenciones. El recurso goza de mayor predictibilidad que los ciclos del agua y es la energía renovable menos contaminante. La energía no es gestionable, ya que no se puede almacenar, debido además a que la energía eólica no es firme en el concepto clásico de firmeza, requiere del respaldo de otra fuente que cuando no haya viento, vierta energía a la red. El mejor compañero para la eólica por su complementariedad es la energía hidráulica tiene capacidad de almacenamiento a corto plazo- que en el caso de Uruguay ha supuesto tradicionalmente el 90% de la energía empleada y alcanza niveles de desarrollo y saturación hidráulica equivalentes al de los países europeos. De esta manera el mix Hidraúlica- Eólica se presentan como la solución a los problemas energéticos de Uruguay.

PROYECTOS INSTALADOS Si bien desde hace décadas la energía eólica es empleada en el interior de Uruguay para consumo propio y varios proyectos de investigación han sido llevados a cabo por parte de la Facultad de Ingeniería y UTE, el concepto de macro generación eólica es incipiente. En 2006 la empresa Agroland, ubicada en el departamento Rocha y dedicada a la producción agroindustrial (alimenticios y forestales), realizó el primer proyecto privado eólico del país de microgeneración destinado a consumo propio, mediante la instalación de 3 generadores eólicos que suman un total de 450 kW. En 2008 en el establecimiento Nuevo Manantial, ubicado en el departamento de Rocha, el mismo grupo inversor de Agroland (Grupo Bulgheroni), realizó otro proyecto eólico con objeto de satisfacer igualmente sus necesidades energéticas con una potencia instalada de 10MW. En el marco del Memorando de Entendimiento sobre Iniciativas referidas a Cambio Climático, firmado por España y Uruguay, y a cuenta del acuerdo de conversión de deuda por inversiones públicas establecido entre España y Uruguay se financió un tercio del coste del primer proyecto eólico de Uruguay: el Parque Eólico del Cerro de los Caracoles , departamento de Maldonado –perteneciente a la empresa UTE. El acuerdo de conversión de deuda establece que España condona una parte de ésta, mientras que Uruguay se compromete a utilizar los recursos liberados en proyectos en pro del desarrollo económico y social del país. El proyecto fue desarrollado entre 2008 y 2009- y su ampliación tuvo lugar de febrero a junio de 2010- por la empresa EDUINTER S.A., a la cual le fue adjudicada, en un proceso de licitación pública la construcción, operación y mantenimiento de la planta. El parque eólico Sierra de Caracoles I y Sierra de Caracoles II requirió de una inversión total de aproximadamente 55 millones de dólares – de los cuales cerca del 8’7% fue componente nacional uruguayoy actualmente está en funcionamiento, siendo operado por la propia UTE. Se estima que genera 71.400 GWh/año- gracias a los 10 aerogeneradores de 2 MW cada uno, suministrados por la filial española de la empresa VESTAS-. Con este proyecto se logra una reducción de emisiones de aproximadamente 50.000 toneladas de CO2 por año, lo que equivale a 50.000 CER. Se calcula que con la comercialización anual de los CERs se suple el coste de operación y mantenimiento anual del parque. Cada aerogenerador posee una torre de 67 metros de altura y tres aspas con un diámetro de rotor de 80 metros. El parque en su conjunto permanece el 40% del tiempo produciendo energía (Full Load Hour (FLH)) en su máximo potencial -fruto de la optimización de recursos, la buena ubicación de los generadores y el hecho de poseer la más moderna tecnología. La Sierra de Caracoles cuenta con generadores de clase I ya que en el promedio de 1 año de medidas: 8,83 m/s que corresponde a la clase I, con baja turbulencia, dentro de los parámetros normalizados de esta clase. A pesar de que para su construcción se subcontrataron varias empresas locales y regionales`, difícilmente se supero el 8,7% de componente nacional: -BERSUR: empresa de camineria -ELECTROSISTEMAS : Empresa dedicada al proyecto y ejecución de obras de Ingeniería Eléctrica, Electromecánica y Civil. -Grúas SANDONAR (Brasil). VESTAS tiene 2 ingenieros a tiempo completo en Sierra de Caracoles y a un tercer ingeniero portugués que se desplaza de manera ocasional, destinados a la operación y al mantenimiento de la planta, como garantía del buen funcionamiento de ésta, que se prorrogará por dos años.

PROYECTOS EN DESARROLLO En la misma línea la empresa pública UTE licitó el pasado13 de julio 150 MW eólicos. Este proyecto supondrá una inversión de al menos 300 millones de dólares y tras su construcción quedaran en manos del adjudicatario la operación y el mantenimiento de la planta –novedad introducida por el Decreto 403/009 del 24 de agosto de 2009, y en su Decreto modificatorio Nº 41/010 de fecha 01 de febrero 2010 que faculta a UTE a firmar contratos de compraventa de energía con empresas privadas-.

Además de todo lo mencionado, se encuentra en proceso de desarrollo un total de 45,45 MW de generación eólica. Estos proyectos han sido resultado de una licitación anterior que realizó UTE, así como de varias adjudicaciones directas una vez se fijó un precio conveniente para la empresa estatal. Varias empresas tienen firmados contratos de venta de energía a largo plazo con la empresa estatal y Que entraron en servicio entre los años 2010 y 2012. El 3 de marzo de 2009 la empresa AMPLIN S.A ganó la licitación para la construcción de una central eólica de 14,7 Mw que venderá a UTE a un precio de 90,25 dólares/MW . Dicho precio es cuasi fijo: 48% fijo y un 52% actualizable en función de los índices de precios del mercado mayorista de Uruguay y de EEUU y del Libor a 180 días. Un proyecto de San José está siendo desarrollado por la empresa KENTILUX –de la principal empresa pesquera local llamada FRIPUR-, dicho contrato fue fijado en agosto de 2009 por UTE a un precio similar al que otorgó a AMPLIN SA, este proyecto se encuentra en avanzado estado de desarrollo y está previsto el montaje de los aerogeneradores para el presente septiembre. De igual forma UTE otorgó al grupo español FORTUNY un proyecto de 10 MW con posibilidad de ampliar a 20 MW que está situado en Cerro Largo y empezó a construirse en octubre de 2010. La intendencia de Montevideo ha creado un grupo de trabajo con el objetivo de establecer la planificación, gestión y coordinación de una planta eólica en la zona de Punta Yeguas o Cuchilla Pereyra con objeto de cubrir el consumo actual de energía de la misma (al año la Intendencia consume 90Gwh, donde cerca de las tres cuartas partes corresponden al alumbrado).

LICITACIÓN DE UTE La empresa pública UTE recibió el pasado 13 de julio 22 ofertas de 15 empresas diferentes, entre las que 5 son empresas españolas desarrolladoras de proyectos y dos fabricantes de generadores. Los pliegos de la licitación convocaron a empresas extranjeras y locales con experiencia en la generación de este tipo de energía que presentaron propuestas entre un mínimo de 30 y 50 MW, no pudiendo ser adjudicataria de dos proyectos una misma empresa. A dichos proyectos se les exigió un componente nacional de al menos 20% de mano de obra uruguaya. Los contratos estipularán la compraventa de energía por parte del ente a un precio fijo por un plazo de 20 años. Los 150 MW licitados supondrán una inversión de al menos 300 millones de dólares (2.000 dólares/W) y quedaran tras su construcción en manos de los adjudicatarios la operación y el mantenimiento de la planta. Tras la recepción de las ofertas en dos sobres separados, y la apertura de la oferta técnica, el próximo paso es verificar que las ofertas cumplen con los requisitos del pliego de condiciones , tras lo cual el equipo técnico de UTE comenzará a trabajar en los proyectos de conexión a la red eléctrica. Para lo cual UTE dispone de entre 4 y 6 meses para evaluar proyecto a proyecto el costo de la inversión de la conexión eléctrica, coste que se calcula con una fórmula facilitada en los pliegos de la licitación, y que correrá a cuenta de las empresas oferentes, las cuales lo trasladarán al precio del MW/H a boca de parque. Se estima que rondará el 5% de la inversión total, que en precio MW/h estará entorno a los 6 dólares adicionales. Las mediciones de viento de tres potenciales ubicaciones facilitadas por UTE en su licitación, han coincido con las zonas de interés de las empresas oferentes, por lo que de cara a realizar la conexión eléctrica de las plantas se facilita mucho. Una vez concluido este proceso se entregarán a las empresas oferentes los estudios realizados por UTE dándoles la oportunidad de ajustar el precio ofertado por MW, que se encuentra en un sobre cerrado, en propiedad de UTE. Una vez estén disponibles los precios finales, se ajustarán por la componente nacional declarada en los proyectos, y se asignarán los contratos de compra de energía en función del precio- la licitación es a compulsa pro precio-. Está previsto que este proceso de licitación finalice este mismo año, de modo que los parques eólicos estén generando energía antes de 2015.

Se calcula que los precios MW rondaran entre los 100 y 110 dólares, con una TIR por inversión del 12% A continuación se incluye el Listado de Ofertas Técnicas presentadas a la Licitación de 150 MW K39607 de UTE.

MICROGENERACIÓN El pasado 1 de junio de 2010 Uruguay aprobó el decreto41 que habilita la conexión a la red de baja tensión de generadores de fuentes renovables de 16 amperios, lo que equivale a 330 KWh con un máximo de 516 KWh para redes con retorno a tierra- en vigor desde el 1 de julio de 2010-. Uruguay se convierte así en pionero en Latinoamérica en liberar la conexión de generación eléctrica de fuentes renovables en la red pública de distribución. La microgeneración de energías renovables permitirá reducir el consumo eléctrico residencial favoreciendo el desarrollo de energías eólica, solar, biomasa y minihidráulica, a nivel de hogares e industrial. La utilización de fuentes renovables contribuirá a disminuir la necesidad de nuevas centrales energéticas, reducirá la contaminación y el efecto invernadero. Proveerá, además, de nuevos puestos de trabajo a una industria naciente que acompañará el crecimiento económico de Uruguay. El nuevo decreto habilita a los residentes a la instalación en sus hogares de aparatos de generación eléctrica, y a vender a UTE la energía eléctrica excedente que produzca. Este Decreto tiene el doble objetivo de aportar una fuente más de generación (suma de muchas pequeñas, pero de gran efectividad) y, a su vez, impulsar una industria que hoy no existe en el país". La microgeneración desarrolla capacidades productivas propias y fue desarrollado decididamente en países como Estados Unidos, Holanda, Alemania, España y China. Quienes instalen generación de origen renovable conectada a la red, deberán cumplir con las condiciones medioambientales que dicten las Intendencias Municipales y la Dirección nacional de Medio Ambiente (DINAMA). Además deberá cumplir con las condiciones técnicas, que serán fijadas por el Ministerio de Industria, Energía y Minería, y con el Reglamento de Instalaciones Interiores de Baja Tensión que será modificado para atender estas situaciones.

PROYECTO EÓLICO UTE FASES DEL PROYECTO A continuación se analiza el ciclo de un proyecto presentado a la licitación de UTE, en el cual el grupo empresarial que construye la planta, pasa a explotarlo, vendiendo energía a UTE. Los proyectos eólicos se dividen en 4 fases: Exploración, Desarrollo, Construcción y Explotación. En la fase de Exploración se realiza un análisis preliminar sobre la viabilidad del proyecto en diversas zonas geográficas, condicionadas por diversos factores: Un factor viento adecuado; Un marco regulatorio propicio; Posibilidades de conexión a la red, disponibilidad del terreno y condiciones de éste. Una vez realizada la evaluación de rendimiento, se concluye la fase de exploración con la selección definitiva del emplazamiento para los generadores de manera que se optimicen las condiciones para la producción –a la parte del proceso que va desde que se comienza con la fase de exploración hasta que se decide la ubicación definitiva del parque se le denomina Micrositing-. a) La medición del viento: Consiste en la monitorización de la dirección, velocidad e intensidad del viento y de los otros factores climáticos (humedad, temperatura), a través de la instalación de una torre de monitorización durante al menos 12 meses con objeto de captar la variación interanual- ver ANEXO 2 mapa eólico-. Como ya se ha señalado en la parte de análisis PEST de este proyecto Uruguay dispone de un alto potencial eólico bastante favorable para las turbinas – ver I. Análisis PEST de Uruguay: apartado 5.Condiciones climáticas: el recurso eólico-. Para las campañas de medición se suelen emplear: anemómetros, veleta, sensor de temperatura y sensor de presión. El coste de una campaña de medición es una pequeña fracción de la inversión total del proyecto eólico, no obstante tiene un impacto significativo en la reducción del riesgo financiero. Un ejemplo de la importancia de las mediciones de viento es que en la licitación de Sierra de Caracoles UTE tuvo que instalar y completar las primeras mediciones que tenía con objeto de que VESTAS accediera a facilitar los aerogeneradores, ya que en ocasiones si las mediciones de viento no son completas, el fabricante no arriesga a realizar el proyecto. b) El marco regulatorio propicio: En los dos últimos años se ha desarrollado un amplio marco normativo en Uruguay que regula la generación eólica –ver apartado VIII legislación-. c)

Posibilidades de conexión a la red: Dado que la electricidad generada se introduce a la red de distribución o a la de transmisión mediante una subestación eléctrica, es necesario que las distancias hasta estos puntos de interconexión no sean muy largas ya que supondría mayores costos y pérdidasver IV 9. Capacidad de interconexión eléctrica-.

d) Disponibilidad del terreno: El terreno debe contar con la posibilidad de obtener los permisos adecuados y los usos establecidos del terreno no deben estar en conflicto con el desarrollo del proyecto eólico. Normalmente en el terreno pueden coexistir la generación eólica con actividades agrícolas o ganaderas. En la legislación uruguaya se prevé el arrendamiento del terreno por 30 años con el fin de producir energía eólica- ver I apartado 10 acceso al terreno-. di)

A la hora de elegir el terreno hay que considerar que los componentes de los parques son de gran tamaño por lo que las carreteras e infraestructura logística, dadas las condiciones del terreno están previstas en las diferentes ofertas obras de camineria que permitan el acceso al parque.

e) Los terrenos deben cumplir ciertas condiciones de rugosidad, orografía, y obstáculos: Deben de ser preferiblemente planos y sin vegetación ni edificaciones en las inmediaciones, hay que tener en cuenta los planes de construcción y edificación, así como la flora cercana y su crecimiento para los próximos 20 años, ya que con el paso del tiempo podrían crecer obstáculos, naturales o artificiales, que produjeran interferencias en el buen desempeño del parque, reduciendo así el rendimiento del proyecto.

Uruguay no presenta características topográficas significativas. El territorio lo constituye, esencialmente, praderas atravesadas por largos ríos, cuya cota más elevada apenas supera los 500 metros de altitud. f) Otros factores: Evitar los shadow flicker (sombras provocadas por los aerogeneradores) sobre edificaciones o núcleos de población cercanos, así como ruidos. Es clave realizar estudios medioambientales sobre la flora y fauna. La parte de desarrollo del proyecto se compone de la elección del Aerogenerador; Análisis económico, preparación de la oferta, financiación, Due Diligence y cobertura de riesgos; Obtención de los permisos; y firma de los contratos. El desarrollo del proyecto termina con el cierre financiero de éste. a) La selección del aerogenerador: La tecnología eólica ha evolucionado enormemente desde 1891 cuando en el Marco de Desarrollo Rural de Electricidad se instalaron en Dinamarca 120 turbinas que contaban con 4 palas de madera y tela. En la actualidad, gracias al constante desarrollo tecnológico, se ha llegado a crear diseños que nada tienen que ver con los orígenes de la eólica: Los modelos más empleado son el aerogenerador PITCH asincrónico de tres palas de la marca danesa VESTAS (19% del mercado mundial en 2009), de la española ECOTECNIA y los de la empresa Gamesa (11% cifra del mercado mundial en 2009). El mercado mundial de fabricantes de generadores actualmente es un mercado fragmentado debido a la entrada de fabricantes Chinos, no obstante la empresa danesa VESTAS continúa siendo líder a nivel mundial, a pesar de haber perdido un 14% de cuota de mercado en el 2009. El tema de la certificación se hace de gran relevancia a la hora de obtener financiación, ya que los aerogeneradores deben estar certificados junto a las torres: en cuanto a normativa relevante para la energía eólica existe la International Energy Agency IEA y la International Electrotechnical Commision IEC. En lo relativo a certificación de generadores es la IEC quien toma el liderazgo a través del comité 68 – ver apartado VII Legislación y Normas Técnicas-. La norma 61400-1 clasifica los aerogeneradores en 3 clases de acuerdo con las condiciones del sitio donde serán instalados. El parámetro más importante para una primera aproximación es la velocidad media: Hasta 7,5 m/s.............................clase III Hasta 8,5 m/s.............................clase II Hasta 10 m/s..............................clase I Los otros parámetros que deben verificarse son la ráfaga máxima en 1 año de medidas y la turbulencia b) Análisis económico, preparación de la oferta y financiación: Constituye el núcleo duro del proyecto. Dentro del análisis económico se suele realizar un análisis de coste de la energía, dicho coste es fijo –a diferencia de las turbinas a gas que si no consumen no gastan, los parques eólicos tienen unos costes fijos ineludibles funcione o no funcione el parque- a diferencia del cash flow del proyecto que depende directamente de la variación del recurso eólico. El análisis de costes se subdivide en coste de cobertura del capital (FCR), el cual incluye: Coste de financiación durante la construcción; Retribución de deuda y Equity; Coste de reservas de servicio de deuda; Depreciación; Seguros; Impuestos. El coste del capital inicial (ICC) recoge la inversión inicial en equipos (Aerogeneradores, instalación eléctrica, obra civil, Conexión a red, transporte e instalación y permisos), stock de piezas de repuesto, servicios (Due Diligence y Desarrollo) y Fondo para la desinstalación (a los 20 años). Por su parte el coste de operación anual (AOE) recoge: El arrendamiento, operación y mantenimiento, operación técnica, Operación comercial, mantenimiento preventivo, mantenimiento correctivo y reemplazo. Los flujos de caja positivos del proyecto, por su parte, dependen del precio acordado en el contrato, en el caso de Uruguay en la licitación de UTE. Además de la electricidad se comercializan los certificados de Mitigación de cambio climático (Mecanismos de Desarrollo Limpio- MDL), que en los pliegos de la licitación se estipula que quedaran en manos del generador, siendo un beneficio adicional para los generadores. Una vez realizado el análisis financiero llega la hora de estructurar la financiación del proyecto, se puede recurrir a fondos propios en conjunto con préstamos sindicados. En este tipo de proyectos, que requieren una financiación estructurada, exigen un análisis de riesgo y una estructura financiera específica, ha cobrado relevancia en los últimos tiempos lo que se denomina Project

Finance. El elemento distintivo de estas operaciones es que se limita al máximo el recurso al accionista por parte de las entidades financiadoras. El objetivo es que el propio proyecto sea el responsable en exclusiva del repago de la deuda, siendo la principal garantía del proyecto, el flujo de caja que éste genera. Por este motivo, el “Project Finance” es de buena aplicación para actividades enmarcadas en sectores regulados (marco jurídico promocional para una actividad, contratos de largo plazo con un cliente del ámbito estatal) que otorgan mayor estabilidad al flujo de fondos. Las etapas de un Project Finance se dividen en: -Lanzamiento del proyecto: Con el fin de atraer el interés de la comunidad financiera a través de un Memorándum informativo que incluye elementos fundamentales como una descripción general del proyecto, el perfil de sus promotores, situación del sector, marco contractual, etc. -Ofertas de financiación: Las entidades interesadas presentan sus ofertas, individualmente o en grupos de dos o tres, según la dimensión del proyecto. En esta etapa deben definirse ciertos parámetros como ser: Proporción de las diferentes fuentes de financiación (fondos propios, deuda Senior, deuda subordinada); Estructura de la deuda Senior (línea de crédito, préstamos con años de gracia, emisión de títulos de deuda, préstamos de amortización variable); Modelo de proyecciones financieras (hipótesis del negocio utilizadas para proyectar el flujo de fondos) y Garantías (garantía de ejecución del proyecto, paquete de seguros sobre los activos y la explotación del proyecto, contratos de operación y mantenimiento durante la vida útil del proyecto). -Due Diligence. A cargo de los asesores del proyecto, realiza una investigación a fondo de éste, incluyendo informes técnicos, medioambientales, legales, de seguros, y cualquiera necesario para identificar los riesgos del negocio. -Cierre financiero: Las entidades directoras del proceso de financiación inician el proceso de “sindicación”, que consiste en invitar a otras instituciones a participar del proyecto. Finaliza con la creación de la Sociedad del Proyecto. -Disposiciones de crédito. Hasta el inicio de la explotación, la Sociedad liberará los fondos necesarios para la ejecución del proyecto. -Devolución del préstamo. Se ejecuta durante la vida útil del proyecto. Se recomienda analizar los diferentes mecanismos de financiación disponibles tanto a nivel internacional como en Uruguay- ver apartado IX Fuentes de Financiación-. c) Cobertura de riesgos: Este tipo de proyectos entraña una gran cantidad de riesgos e incertidumbres que pueden hacer fracasar el emprendimiento en cualquiera de sus fases. El cálculo correcto de las incertidumbres en cuanto al factor principal: el viento y riesgos (contractuales, legales, riesgo país, financieros -intereses, inflación, tipo de cambio- , construcción, operación y mantenimiento…) es otra de las patas claves del proyecto. Los riesgos pueden aparecer en cualquier parte del proyecto: Construcción, puesta en marcha, operación y mantenimientos, legal, contractual, riesgo político, riesgo país, fuerza mayor. Para la cobertura de los riesgos existen multitud de productos –seguro de cambio, opciones sobre divisas, ALOP: que asegura el lucro cesante para un riesgo ya cubierto por otro seguro- y mecanismos. transferencia de la responsabilidad al operador, utilización de equipos first class, Implantación y Track-Record del Aerogenerador y del fabricante, contratos llave en mano-. Con respecto al riesgo país: En Febrero 2002, Uruguay perdió el “grado inversor” que disfrutaba desde 1997. Históricamente situado en el grupo 3, tras el estallido de la crisis financiera, la OCDE clasificó a Uruguay en el grupo 6; en Junio de 2006 mejoró su calificación incluyéndolo en el grupo 5, y en Junio de 2007 volvió a mejorar su calificación pasándolo ahora al grupo 4. Con respecto a las principales calificadoras de riesgo a la fecha: desde Julio 2010, la calificadora Fitch Ratings elevó la nota de Uruguay, a BB, dejándola a dos escalones del grado inversor. Se trata de la segunda calificadora que eleva la nota este año, en abril fue la canadiense DBRS. Fitch justifica esta suba en la mayor capacidad de resistencia de Uruguay a los shocks externos debido a un marco de política macroeconómica fortalecido, una mayor flexibilidad del tipo de cambio, y un nivel históricamente alto de reservas internacionales. El ejecutivo uruguayo confía en que en dos años Uruguay recupere el investment grade (grado inversor). Moody`s anunció hace dos semanas que puso en revisión la nota de Uruguay para una posible suba, proceso que se calcula finalice a mediados de octubre. Por su parte, Standard & Poor`s prevé evaluar la calificación, aunque no en el corto plazo.

La Compañía Española de Seguros de Crédito a la Exportación (CESCE)42 ofrece seguros que cubren el riesgo político. No obstante Uruguay ha cumplido rigurosamente sus contratos, aún durante la crisis de 2002. d) Obtención de los permisos : – Medioambientales: – 1º En primer lugar se realiza un estudio de viabilidad medioambiental de localización43 ante la autoridad ambiental competente, en Uruguay es la Dirección nacional de Medioambiente (DINAMA); – 2º Si la planta es de más de 10 MW se requiere una autorización ambiental previa antes de empezar a construir, en esta fase además se abre un proceso de información pública y se solicita ante el Ministerio de Industria Energía y Minería el decreto de autorización para la generación; 3ºFinalmente se solicita la Autorización Ambiental de Operación. El Permiso de construcción de las intendencias y Municipios, similar al otorgado a cualquier obra, es otorgado en la fase de permisos medioambientales. – Autorización del poder ejecutivo a través del Ministerio de Industria Energía y Minería. - Audiencia Pública en el que se informa de lo que se va a hacer, aunque en el caso de las licitaciones eólicas dado el apoyo del gobierno, no será necesario. - Permisos de los propietarios del terreno, que en ocasiones retrasan mucho el proyecto. - Contrato con la empresa suministradora de Energía: UTE e) Firma de los contratos: Las empresas deben asegurarse de revisar los contratos, las garantías y los plazos de ejecución y penalización. Tras lo cual se realiza el cierre financiero. Una vez adjudicados los proyectos a los oferentes se comienza la construcción de las plantas. El proceso de construcción conlleva un periodo de 1 año y se divide en varios hitos que comienzan con la calibración del emplazamiento, continuando con la instalación y da lugar a la puesta en marcha y la explotación, ya que el proyecto queda en manos de los oferentes, por lo que no hay entrega provisional ni definitiva. a) Seguimiento del plan de obra b) Validación de hitos c) Validación de puesta en marcha d) Verificación garantías de desempeño e) Ensayos básicos f) Certificación del proyecto Tras la finalización de la construcción la empresa operadora comienza a gestionar la plantafase de explotación-, vendiendo energía a UTE. Por su parte el proceso de explotación en la licitación está previsto que dure 20 años Un proyecto eólico suele emplear entre 6-10 personas para la preparación del proyecto hasta 100 para la fase de construcción. Necesita agrimensores- miden campos-, abogados, contadores, escribanos, contables, etc. STAKEHOLDERS En los proyectos eólicos participan diversos stakeholders: fabricantes de equipos, constructores, inversores, bancos, compañías de seguros, operadores de parques, entre los que se destaca la participación del desarrollador de parques eólicos, que además del diseño del parque negocia con los diferentes fabricantes de aerogeneradores para luego presentar su oferta. En muchos casos los desarrolladores de los parques participan como inversionistas del proyecto, sea total o parcialmente, en cuyo caso buscan financiación de otros agentes. También los fabricantes en algunas ocasiones poseen sus desarrolladores de parques, y eventualmente son inversores. En ambos casos la operación del parque puede corresponder a estas empresas y también la figura del promotor se confunde con las anteriores. Las grandes empresas tienden a integrarse verticalmente y de ese modo abarcan toda la cadena de valor del proyecto eólico. PRODUCCIÓN LOCAL Como ya se ha señalado a lo largo de este estudio: la industria y los servicios asociados al sector eólico abarcan muy diversas áreas de actividad: la construcción (obras civiles y adaptación de terrenos, montaje de los aerogeneradores), transporte, ingeniería (estudios de potencial eólico, ambientales, geotécnicos y otros), industria eléctrica (transformadores, cables e instalaciones eléctricas), industria del software, electrónica, logística, estudios de factibilidad técnica y económica, entre otros. La fabricación de aerogeneradores involucra además otras industrias como metalúrgica pesada, mecánica, electrónica de potencia, fibra de vidrio, fibra de

carbono y materiales compuestos (fabricación de las aspas), industria del cemento y construcción (en caso de torres de hormigón), ingeniería eléctrica entre otras. A pesar de que estamos ante una industria incipiente, en la cual Uruguay está dando sus primeros pasos, el país cuenta con capacidades técnicas y tecnológicas para desarrollar componentes de la industria eólica. Por ello aunque actualmente no se puede afirmar que las escalas de producción instaladas sean suficientes como para representar un sustitutivo de los productos importados, sí que es conveniente realizar un análisis de las industrias uruguayas auxiliares de los proyectos eólicos de cara a las empresas españolas que se planteen la posibilidad de implantarse a nivel productivo en Uruguay o realizar proyectos. Además es conveniente tener en cuenta a la industria local, ya sea para subcontratar (las obras civiles previas a la instalación del parque, así como el transporte, apoyo en el montaje, instalaciones eléctricas) como para realizar consorcios con las mismas de cara a la licitación de UTE- ya que en ésta se requería un 20% de mano de obra local-. Todas las empresas que se han presentado a la licitación de UTE, son nuevas SA creadas en Uruguay ya sea a partir de empresas internacionales consorciadas con empresas locales o simplemente empresas internacionales – ver aparatado II 3.1 Licitaciones-. Análisis de la industria local: El elevado coste hundido que comporta el establecimiento de una fábrica de generadores junto con la alta exigencia tecnológica requerida son algunas de las barreras de entrada que unidas a la hasta ahora reducida demanda de generadores no hacían necesaria la instalación a nivel productivo, no obstante como consecuencia de la licitación de UTE 150 MW K39607, ya son varias las empresas qué mostraron interés en instalarse en Uruguay45, con objeto no sólo de abarcar el mercado local sino de exportar al resto del MERCOSUR, beneficiándose además de la progresiva desaparición del doble arancel46. No obstante, expertos aseguran que ni el mercado local ni el regional justifican la implantación para la producción de aerogeneradores, ya que algunas de ellas ya cuentan con plantas de montaje en Brasil (WOBBEN ENERCON e IMPSA) y otras están en proceso de construirlas (GENERAL ELECTRIC y SIEMENS) financiadas por el BNDES. Si bien Uruguay cuenta con vasta experiencia y conocimiento para realizar estudios de factibilidad técnica, geológicos y de viabilidad económica en diversas áreas, debe destacarse el carácter novedoso de la energía eólica en Uruguay y sus particularidades a la hora de llevar adelante estos estudios. Por lo que generalmente en la realización de esta parte del proyecto se recurre a empresas internacionales con vasta experiencia en medición de vientos, estudios y desarrollo proyectos de este tipo. Existe una amplia trayectoria en el país en obras civiles - de caminería de acceso al parque y dentro del mismo-, instalaciones eléctricas y logística, construcción de canalizaciones para alojar los cables eléctricos, tendido y conexión de cables, apoyo al montaje de los aerogeneradores, lo cual constituye una base mínima de componentes de los parques que podrían ser suministrados por empresas locales, como así fue en el proyecto de Sierra de Caracoles, en el cual a pesar de que la construcción del parque fue realizada por la empresa Española EDUINTER, se contó con empresas locales que brindaron apoyo logístico y de montaje –con grúas de tamaño pequeño, ya que la principal grúa fue traída de fuera-. En cuanto a la fabricación de transformadores tanto de pequeño como de gran tamaño, existen en Uruguay dos empresas51, las cuales han sido las encargada de proveer los equipos a las subestaciones asociadas a los parques eólicos ya construidos, por lo que se encontrarían en condiciones de producir los transformadores propios de los aerogeneradores, ya que ambas empresas operan con capacidad ociosa. Estas empresas gracias a la gran flexibilidad y capacidad de adaptación con que cuentan podrían fabricar los transformadores llevando a cabo todos los procesos desde el corte, fabricación del núcleo, bobinados, carpintería, control de calidad, etc. Uno de los parques eólicos actualmente en funcionamiento dispone de instalación de cables de potencia suministrados por una empresa local- ELECTROSISTEMAS-. De la línea de productos comercializados en Uruguay, una parte son manufacturados localmente, y la otra es importada. La industria metalúrgica pesada es la encargada de la fabricación de torres de los aerogeneradores.

En Uruguay existen dos empresas con capacidades para producirlas, ambas cuentan con experiencia en el campo de las energías renovables: En la fabricación calderas para la generación de energía eléctrica a partir de biomasa. La cuales no sólo se destinan al mercado uruguayo sino también países de la región como Brasil y Chile. Las empresas ocupan 600 operarios y 150 técnicos de diversas áreas. La industria metalúrgica aún no ha producido componentes para energía eólica, no obstante la empresa CIR realizó un proyecto de ampliación de su línea de montaje incluyendo algunas máquinas específicas para la construcción de torres –cilindradora procedente de Italia- y estuvo en tratativas con GAMESA para la fabricación de torres para aerogeneradores, no obstante las tratativas no se han materializado. Y a pesar de que CIR estuvo negociando, de cara a la licitación de UTE no se ha concretado ningún contrato con empresas desarrolladoras de parques eólicos, ya que muchas de éstas encontraron la solución al 20% de componente nacional por otra vía. Estas empresas disponen de capacidad instalada ociosa –trabajan en un sólo turno- por lo que si se desease no sólo se podrían ampliar los turnos, también se podrían montar líneas específicas, que acompañasen el ritmo de incorporación planeado de potencia eólica. Algunas empresas de construcción y pre-moldeados53 han sido contactadas por diversos desarrolladores de parques eólicos, solicitando cotización de obras civiles de los parques e incluso de construcción de torres de hormigón. La realización de torres de hormigón para los aerogeneradores es una posibilidad para los proyectos eólicos, que ya se empleó en las fundiciones del parque de Sierra de Caracoles. En la región existen antecedentes de torres fabricadas con este material -parque eólico de Osorio (Río Grande do Sul, Brasil) de 150 MW instalados por MONTELECNOR-. La viabilidad técnica por tanto está más que probada , sin embargo la viabilidad económica deberá ser estudiada caso por caso, además se deberá contar con el apoyo del fabricante del aerogenerador, el cual deberá mantener la garantía sobre el aerogenerador. A nivel internacional está demostrado que en proyectos realizados en zonas planas en los que las torres alcanzan 100 o más metros de altura, es económicamente más rentable realizar las torres de hormigón que de acero. Las técnicas empleadas son las siguientes: - Mediante la técnica de Media caña: se realiza el proceso en la planta de la empresa de hormigón. - Mediante la técnica de anillo: se construye la torre en la propia central eólica, lo que requiere de un gran espacio, ya que se debe ocupar mayor terreno del propietario, durante 28 días mientras fraguan las torres. Además implica un mayor gasto en el alquiler de las grúas, lo que en Uruguay es especialmente caro, e incluso para proyectos de 50 MW requeriría de la construcción de una planta de hormigón en la propia central eólica. El PVC reticulado (espumas estructurales) es un componente que se utiliza para la producción de aspas de aerogeneradores, en Uruguay actualmente está en construcción una planta que producirá este material. La industria del software –con una facturación total en 2009 de 420 millones de dólares- ha mostrado un fuerte dinamismo en Uruguay y actualmente existen muchas empresas locales desarrolladoras de diversos tipos de soluciones informáticas que no sólo son proveedoras del mercado interno, sino que en muchos casos exportan a diferentes países, mostrando ser competitivas a nivel internacional. La intervención de la industria del software en la industria eólica no requeriría de grandes inversiones, ya que actualmente existen empresas locales que dan soluciones para el sistema energético eléctrico, mediante el desarrollo de software para redes eléctricas, así como sistema SCADA (Sistem of Control and Data Acquisition), sistema que podría adaptarse perfectamente a aplicaciones eólicas. Se fabrican en Uruguay Unidades de Telecontrol Remotas (UTR), cargadores de baterías para sub estaciones, inversores, paneles de alarma, fuentes, etc. Estos equipos se venden tanto en el mercado interno como en países de la región andina. El parque de Caracoles ya cuenta con una UTR fabricada en Uruguay. Por lo tanto la industria Uruguaya cuenta con capacidades técnicas y alto potencial, que ha de ser visto por las empresas españolas como una oportunidad de implantarse conjuntamente con algún socio local con

experiencia en el mercado de cara no sólo a abarcar el mercado uruguayo sino a atacar el mercado latinoamericano. La creación de líneas específicas de producción de componentes para la industria eólica requiere de nuevas inversiones que pueden ser llevadas a cabo por tanto por parte de las industrias locales en cooperación con empresas extranjeras. Se abre así varias oportunidades para la implantación local de empresas españolas en asociación (mediante alianzas estratégicas, joint ventures así como proyectos de transferencia de Know-How ) con empresas locales: - El sector metalúrgico podría fabricar torres para los aerogeneradores - El sector de la industria eléctrica está en condiciones de proveer transformadores. - El sector de la construcción y premoldeados puede realizar todas las obras civiles y viales que requiere la construcción de un parque eólico así como para la fabricación de las torres en hormigón. - En la industria del plástico se identifica la producción de PVC reticulado en Uruguay como insumo para la fabricación de aspas de los aerogeneradores. - La industria del Software actualmente en Uruguay desarrolla el sistema SCADA que podría llegar a aplicarse al uso eólico. – Empresas locales del sector de la electrónica pueden abastecer con equipamiento de comunicación como las UTR, y equipamiento para subestaciones como cargadores de batería e inversores, entre otros. PERCEPCIÓN DEL PRODUCTO ESPAÑOL Uruguay es uno de los países de América Latina donde la imagen de España es altamente favorable debido a fuertes lazos históricos, económicos y migratorios. Consecuencia de ello las exportaciones españolas totales a Uruguay han crecido un 38% en los últimos 3 años, alcanzando en 2009 los US$ 131,17 M, un 16% menos que en 2008 (Fuente: DATACOMEX, España). En este sentido, Uruguay ha ganado participación en el total de exportaciones a MERCOSUR, pasando de un 3,9% en 2007 a 4,5% en 2009. España en 2009 ha sido el proveedor nº 9º a nivel global, y el 3º dentro de la UE., con una cuota de mercado del 1,57% (Fuente: Banco central de Uruguay BCU). La exportación española es muy diversificada y está basada fundamentalmente en productos industriales (bienes de equipo y maquinaria), mostrando de esta forma la calidad de esta exportación, que sin duda, influye en su continuidad. La cifra de importación per cápita de productos españoles en Uruguay promedio en los últimos años es la 2ª más alta en Sudamérica después de Chile, lo que refleja la buena imagen de los productos españoles, así como los fuertes vínculos afectivos y culturales. Todos los actores entrevistados resaltan la buena percepción del producto español eólico. Calificaciones como “estándar alto Europeo” son algunos de los adjetivos que reciben los aerogeneradores, así como los proyectos eólicos de empresas españolas. Y es que España ha sabido posicionarse como uno de los líderes indiscutibles a nivel mundial en el sector de las energías renovables. Los desarrolladores de parques uruguayos señalaron la confianza plena que les inspiran el equipamiento eólico español. Prueba de ello es que el único parque de 20 MW –Sierra de caracoles I y II- que actualmente está funcionando en el país cuenta con Aerogeneradores provenientes de la filial española de VESTAS y fue construida por la empresa española EDUINTER. Sólo un tercio del primer parque fue pagado con condonación de deuda española, mientras que el resto así como la totalidad de la ampliación fue a cuenta de la empresa UTE. A la buena percepción se une la fuerte implantación que gozan las empresas españolas de este sector en Uruguay: TEYMA (Filial de ABENGOA); MONTELECNOR (filial de ELECNOR) y EDUINTER: Las cuales están presentes en la licitación de UTE, así como la empresa CONSTRUCTORA SAN JOSE , la cual se ha presentado a la licitación formando parte de la sociedad FINGANO aunque no dispone de filial en Uruguay.

LEGISLACION Y NORMAS TECNICAS A pesar de que la actividad de generación de energía eléctrica en Uruguay es libre y a pesar de que bajo ciertas condiciones reglamentarias (técnicas y medioambientales) cualquier generador puede conectarse a la red eléctrica pública, hasta el día de hoy toda la energía consumida en el país ha sido generada por UTE. No obstante UTE, ya ha firmado contratos (fruto de procesos licitatorios) con empresas privadas en los cuales se viabiliza la generación privada de energía, quedando UTE como único distribuidor y transmisor operativo en el territorio nacional. MARCO ENERGÉTICO URUGUAYO · Ley Nacional de Electricidad 14.694 200.40.229.134/leyes/AccesoTextoLey.asp?Ley=14694&Anchor= · Ley de Marco Regulatorio del Sector Eléctrico 16.832, y sus decretos reglamentarios (Reglamentos de Transmisión, Distribución y Mercado Mayorista de Energía Eléctrica), todos del 28 de junio de 2002. Que introdujo la libertad de generación de energía, habilitando el ingreso de privados a la misma, la creación de un mercado mayorista de energía eléctrica, y la liberalización del comercio con la región- entre generadores y usuarios-. Por esta ley se habilita a UTE a asociarse con otras empresas y se separan las funciones de Estado regulador y empresario, creándose organismos con cometidos específicos. 200.40.229.134/leyes/AccesoTextoLey.asp?Ley=16832&Anchor= - Decreto 276 Reglamento General del Marco Regulatorio del Sistema Eléctrico Nacional. www.presidencia.gub.uy/decretos/2002072501.htm - Decreto 277 Reglamento de Distribución de Energía Eléctrica. www.presidencia.gub.uy/decretos/2002072502.htm - Decreto 278 Reglamento de Trasmisión de Energía Eléctrica. www.presidencia.gub.uy/decretos/2002072503.htm · Decreto 228/007 que sustituye el artículo 103 del reglamento de trasmisión de energía eléctrica. www.presidencia.gub.uy/_Web/decretos/2007/06/IE423_28%2005%202007_00001.PDF · Decreto 366/007 del 10 de setiembre de 2007, que modifica los artículos 11, 17, 18, 19 y 68 del decreto 277/002. www.presidencia.gub.uy/_web/decretos/2007/09/IE459AS187_11%2009%202007_00001.PDF · Decreto 360/002 Reglamento del Mercado Mayorista de Energía Eléctrica, y el Decreto 460/009, del 9 de diciembre de 2009, que lo complementa y establece las condiciones particulares de despacho para la energía eólica. www.presidencia.gub.uy/decretos/2002091101.htm www.presidencia.gub.uy/_web/decretos/2009/12/460.pdf · Decreto 389/005 que establece contratos de compra de energía eléctrica a precio fijo. www.presidencia.gub.uy/_Web/decretos/2005/10/ASUNTO%20330_07%2010%2005_00001.PDF · Decreto 44/007 del 31 de enero de 2007, donde se fija la remuneración para el sistema de trasmisión de energía eléctrica. www.presidencia.gub.uy/_Web/decretos/2007/01/23_15%2009%202006_00001.PDF · Decreto 229/007 en el que se fijan cargos y paramétrica por el uso del sistema de trasmisión de energía eléctrica.

www.presidencia.gub.uy/_Web/decretos/2007/06/424_28%2005%202007_00001.PDF · Ley 16.832 que sustituye el artículo 2º del decreto de ley 14.694, estableciendo un nuevo marco regulatorio legal para el sistema eléctrico nacional, y crea la unidad ejecutora y reguladora de la energía eléctrica, que depende directamente del Poder Ejecutivo. www.renenergyobservatory.org/alfresco/d/d/workspace/SpacesStore/f5d3b062-697c-450e-9d8ad9beacd4e8f6/Ley%2016.832.pdf Autorización para generación de energía eléctrica Para instalar centrales generadoras de energía eléctrica (de cualquier fuente primaria) uno de los pasos necesarios es obtener la autorización del Poder Ejecutivo, cumpliendo los requerimientos de los artículos 53 y 54 del Reglamento del Mercado Mayorista de Energía Eléctrica Decreto 360/002, y de su Decreto modificativo, Nº 72/10 del 22 de febrero de 2010. www.presidencia.gub.uy/decretos/2002091101.htm www.presidencia.gub.uy/_web/decretos/2010/02/46%20.pdf Promoción Energías Renovables · Marco de referencia del Decreto de Promoción de la generación de Energía Eléctrica a partir de Fuentes autóctonas: www.renenergyobservatory.org/alfresco/d/d/workspace/SpacesStore/fd85c174-53a3-4dd7-83551d4909c001d7/Marco%20de%20Referencia%20para%20la%20Generaci%c3%b3n%20de%20Energ %c3%ada%20El%c3%a9ctrica.pdf · Lineamientos de Estrategia Energética Uruguay 2006: Proceso de definiciones de mayor alcance, hacia el establecimiento de un Plan Energético Nacional de largo alcance. www.renenergyobservatory.org/alfresco/d/d/workspace/SpacesStore/d9a2bc1b-9dbf-4998-b0e7d81f0159ca18/Lineamientos%20de%20Estrat%c3%a9gia%20Energ%c3%a9tic%20Uruguay.pdf · Política Energética 2005-2030 Presentación de la actual situación energética en Uruguay e introducción de nuevas políticas energéticas. www.renenergyobservatory.org/alfresco/d/d/workspace/SpacesStore/e9600694-87a0-46d5-a6975bf327f52004/Pol%c3%adtica%20Energ%c3%a9tica%202005-2030.pdf · Decreto No 354 009 Se declaran promovidos dentro de la Ley de Inversiones las actividades de generación de energía eléctrica provenientes de fuentes renovables no tradicionales y la fabricación nacional de maquinarias y equipos con destino a las actividades mencionadas anteriormente, entre otras. www.renenergyobservatory.org/alfresco/d/d/workspace/SpacesStore/c0f87ced-1295-4742-83af2c609df363e4/Decreto%20No%20354%20009.pdf · Proyecto de ley de uso eficiente de energía www.renenergyobservatory.org/alfresco/d/d/workspace/SpacesStore/6461237c-3af7-4d41-af8622a6f0caf404/Proyecto%20de%20ley%20de%20uso%20eficiente%20de%20energ%c3%ada.pdf · Decreto_No_469_980 Reglamento General de la Ley Orgánica de UTE www.renenergyobservatory.org/alfresco/d/d/workspace/SpacesStore/f901747a-34e4-4808ae9e5c058b5830e7/Decreto_No_469_980%20(UTE).pdf · Ley 17.567 Por la que se declara de interés nacional la producción en todo el territorio del país, de combustibles alternativos, renovables y sustitutivos de los derivados del petróleo. www.renenergyobservatory.org/alfresco/d/d/workspace/SpacesStore/3534188d-9b6c-4b25-93e1060bae1e364f/Ley%2017.567.pdf

Normativa Medioambiental · Ley de Prevención y Evaluación del Impacto Ambiental, número 16.466 del 26 de enero de 1994 y su decreto reglamentario 349/005 del 21 de setiembre de 2005, que reglamenta la evaluación de impacto ambiental, y autorizaciones ambientales. 200.40.229.134/leyes/AccesoTextoLey.asp?Ley=16466&Anchor= Aspectos impositivos · La Ley de Promoción y Protección de Inversiones 16.906 brinda un marco de incentivo a las inversiones en el país. Los proyectos de inversión deben ser presentados ante la Comisión de Aplicación del Ministerio de Economía y Finanzas. La reglamentación vigente a la fecha es: -Decreto 59/998 del 4 de marzo de 1998, que establece exoneraciones de IVA e IMESI, y devolución de IVA en ciertas condiciones. www.energiaeolica.gub.uy/uploads/documentos/decreto_59_98.pdf - Decreto 220/998 en el que sus artículos 46 y 47 reglamentan la ley de inversiones en lo que refiere al IVA. – Decreto 455/2007 del 26 de noviembre de 2007, que establece los diferentes ítems por los que se puntúan las inversiones y de acuerdo a la puntuación obtenida los beneficios fiscales que se otorgan. Los criterios para la asignación de dichos beneficios son: generación de empleo, descentralización, aumento de exportaciones, incremento de valor agregado nacional, utilización de tecnologías limpias, incremento de investigación y desarrollo e innovación (I+D+i) e impacto del proyecto sobre la economía. – La exoneración resulta de entre 51% y 100% del monto invertido y su plazo puede variar entre uno y treinta años, aplicando diferentes tasas de exoneración. www.presidencia.gub.uy/_web/decretos/2007/11/835_19%2010%202007_00001.PDF - Decreto 354 del 3 de Agosto de 2009, que promueve, al amparo del artículo 11 de la Ley 16.906, a un conjunto de actividades entre las que se encuentran la generación de energía eléctrica proveniente de fuentes renovables no tradicionales y la fabricación nacional de maquinaria y equipos con destino a ésta y otras actividades vinculadas. www.presidencia.gub.uy/_web/decretos/2009/08/245%20.pdf -El artículo 19 del Título 10 del Texto Ordenado 1996, en los literales E) del numeral 1º y B) del numeral 3º, exoneran del IVA las enajenaciones e importaciones de máquinas agrícolas y sus accesorios, cuando sean otorgadas por el Poder Ejecutivo. La resolución 67/002 de la DGI exonera de IVA a los "equipos completos de generación de energía renovable compuestos de Torre, Molino Aerogenerador, Caja de Comandos, Control de Carga e Inversor de Corriente". www.parlamento.gub.uy/OtrosDocumentos/TODGI/1996/dgit10.htm Normas Técnicas · Instituto Uruguayo De Normas Técnicas (UNIT): Actúa en Uruguay como Organismo de Normalización, de certificación y de Capacitación y como Centro de Información y Edición; En el ámbito regional, a través de su membrecía y representatividad en la Asociación Mercosur de Normalización (AMN) y en la Comisión Panamericana de Normas Técnicas (COPANT). En el ámbito internacional, en su carácter de representante de Uruguay ante la Organización Internacional de Normalización (ISO) y la Comisión Electrotécnica Internacional (IEC). www.unit.org.uy Microgeneración

· Decreto Nº 173/010 www.presidencia.gub.uy/sci/decretos/2010/06/miem_56.pdf Requisitos generales para la conexión de instalaciones de microgeneración a la red www.miem.gub.uy/gxpfiles/miem/content/video/source0000000062/VID0000050000000947.Pdf

FUENTES DE FINANCIACIÓN A la hora de enfrentar cualquier proyecto la financiación se convierte en un factor clave, sobre todo en los proyectos eólicos, que requieren una gran inversión en torno a 100 millones de dólares, amortizables en largos periodos de tiempo, que rondan los 6 o 7 años. Este tipo de proyectos suelen ser financiados entre 20-30% a cargo de recursos propios de las empresas y el 70 u 80% restante financiado con recursos externos. Ningún banco local puede financiar la totalidad del proyecto por sí sólo- el máximo que pueden financiar los bancos privados uruguayos son 20 millones de dólares, ya que el Banco Central de Uruguay regula el máximo que estos pueden prestar en función de su patrimonio. Durante el año -2 se realizan las mediciones de viento y se elabora el proyecto, tras lo cual se construye la planta que suele requerir de un año. Una vez entra en funcionamiento al planta se comienza con el año 0 del contrato de venta de energía, a partir del año 2 o 3 se empiezan a generar ingresos, terminándose de recuperar la inversión en el año 6 o 7. Un proyecto eólico de estas características presenta una TIR para los inversores de alrededor del 12%. En Uruguay una de las mayores dificultades que han enfrentado tradicionalmente las empresas es el acceso a la financiación, especialmente las empresas de sectores innovadores donde existe un elevado riesgo derivado del alto coste hundido que requieren este tipo de proyectos. Ello unido a la aversión del sistema bancario al riesgo y al alto coste del endeudamiento hacen interesante la búsqueda de financiación en fuentes no tradicionales. Uruguay ofrece una serie de mecanismos de financiamiento aplicables a este tipo de proyectos, no sólo bajo la forma más tradicional: los préstamos, sino también, por ejemplo, a través de la emisión de títulos de deuda que permiten un acceso directo a los agentes generadores de ahorro. Esta opción tiene la ventaja adicional de habilitar el recurso a las instituciones que administran los fondos de ahorro previsional nacionales. Adicionalmente, el circuito financiero internacional a través de los organismos multilaterales de crédito, de la banca no residente, y de instituciones que financian específicamente el comercio exterior, pueden ser agentes clave para desarrollo de los parques eólicos. Dichas instituciones han demostrado un creciente interés en la financiación de proyectos de energías renovables- como así lo atestigua su portfolio de proyectos-. El sector financiero uruguayo continua su proceso de recuperación tras la crisis de 2002 (beneficio de la banca, fuerte descenso de la morosidad en este período, etc.) si bien los niveles de depósitos no han alcanzado aún los niveles pre-crisis, y pese al considerable aumento de la liquidez, ésta no ha sido acompañada de un incremento en igual medida de las tasas de crédito. El principal efecto que ha quedado de la crisis internacional (2009) sobre la banca local es el de la disminución de las ganancias que los bancos obtenían de sus colocaciones en el exterior, debido a la baja de las tasas internacionales, lo que fue parcialmente compensado por los aumentos de colocaciones en plaza a tasas mayores, y el efecto que las variaciones del tipo de cambio tuvieron sobre la determinación de los resultados por conversión de monedas. El crédito bruto total al Sistema No Financiero (SNF) a Diciembre de 2009 se ubicó en 6.799 millones de dólares (un 23,8% más que el año anterior), con un crecimiento superior en el caso de créditos en moneda nacional (49,1%) respecto a los denominados en moneda extranjera (13,9%), cambiando tendencia de años anteriores. El grado de dolarización de los créditos se mantiene muy alto: 66% a Diciembre 2009 (72,5% y 71,0%, mismo período de 2008 y 2007, respectivamente). En 2009, los depósitos del SNF, tuvieron un aumento del 19,9 (21,4% en 2008), totalizando unos 14.934

Millones de dólares. Los depósitos en moneda nacional que representan sólo el 19% del total, experimentaron un aumento de un 22,0%, mientras que los captados en moneda extranjera (81%) se incrementaron en un 18,8%. A la alta dolarización se une el hecho de que el 78% de los depósitos del SNF privado se sitúa a la vista (77% en 2008). Lo cual dificulta la financiación de grandes proyectos. La tasa promedio de crédito en dólares se situó en 2009 en torno al 5,6% para empresas, mínimo histórico (7,05% en 2008 y 6,7% en 2007) y 10,9% para familias (11,8% en 2008 y 11,3% en 2007), frente a un 16,7% (19,31% en 2008 y 11,3% en 2007) y un 32,3% (35,53% en 2008 y 32,8% en 2007) para empresas y familias respectivamente en créditos en pesos (con un mercado además fuertemente segmentado). El Banco Central del Uruguay (BCU) divide al sistema financiero uruguayo en dos grupos de instituciones: los bancos, y un grupo denominado Otras Instituciones Bancarias (entre las que se destacan las Casas Financieras y las Instituciones Financieras Externas, ambas dedicadas principalmente, a negocios con no residentes). El Banco de la Republica Oriental del Uruguay (BROU) concentra un 47,3% del mercado y el resto de la banca privada se reparte entre los siguientes bancos: Santander (posee el 30% del mercado tras la adquisición del ABN en 2008), BBVA 20%, seguidos de Nuevo Banco Comercial e ITAU –en total estos 4 bancos concentran el 75% de la banca privada- y el resto se reparte entre 7 bancos de menor tamaño (Bandes, Citibank, Banco de la Nacion argentina, LLoyds TSB Bank, Surinvest y Discount Bank. El Banco República (BROU) Posee experiencia en la financiación de proyectos de generación de energía, a través de emprendimientos recientes de fuente biomasa. Para este tipo de proyectos, el BROU financia hasta el 70 % de la inversión, con plazos estudiados caso a caso (que pueden llegar a los 10-12 años), y una interesante bonificación en la tasa financiera a aplicarse. Los representantes del banco evalúan las características de cada proyecto. Respecto a las garantías a exigir por parte del banco a los destinatarios de los préstamos, éstas suelen incluir una garantía transitoria hasta que se instalan los aerogeneradores y después queda como garantía la cesión del contrato con UTE, igualmente son necesarias garantías de cumplimiento de la producción de energía, garantía de construcción, etc. El Banco Santander: Cuenta con experiencia financiando proyectos eólicos a nivel internacional, estudia los proyectos caso a caso y financia hasta 20 millones de dólares. Participó en la financiación de Sierra de Caracoles. El BBVA Analiza los proyectos de inversión caso por caso, financia hasta 10 millones por proyecto mediante créditos sindicados con otros bancos, para un periodo de amortización de 7 años, a no ser que la empresa presente garantías auto liquidables, y exigen como garantías el contrato con UTE. El Banco Itaú Estudia las características particulares de cada proyecto, pudiendo concretarse bajo la forma de financiamiento a largo plazo, préstamos sindicados y/o estructuración de obligaciones negociables. La financiación se estructuran en plazos que pueden llegar a los 10 años, cuentan, para el caso de UTE, con cesión de flujos, y generalmente se estructuran con un mecanismo de "completion guarantee" aportado por los inversores hasta que el proyecto comienza a generar flujos de caja. Los mecanismos de financiación del Itaú en el área energética (biomasa y eólica) han sido los préstamos tradicionales a largo plazo (5 a 7 años) con 1.5 a 2 años de gracia. Citi En Mayo de 2007, Citi anunció una iniciativa por US$ 50 billones para inversiones, financiamiento y actividades relacionadas con energías alternativas y tecnología limpia para clientes y mercados cubiertos por sus operaciones. En lo que respecta a infraestructura energética, Citi ha participado en la financiación de la Central Rincón del Bonete, y más recientemente, lideró la estructuración financiera para la Construcción de la Central Punta del Tigre por 200 MW (mediante una combinación de financiamiento garantizado por US Exim y un

préstamo sindicado), así como su posterior ampliación en 100 MW también financiado mediante una estructuración financiera liderada por el banco (en esta oportunidad mediante una combinación de préstamos sindicados y cofinanciamiento con CAF). Las Administradoras de fondos de ahorro previsional (AFAP) Los fondos administrados por las AFAP, provenientes del ahorro de los trabajadores para su jubilación, son administrados por cuatro empresas, y se reparten de la siguiente manera: República AFAP (56,5%), Afinidad AFAP (18.1%), Unión Capital AFAP (16.8%), e Integración AFAP (8.6%). Al 31 de Diciembre de 2009, estos fondos alcanzaron los 5.104 millones de dólares, algo más de U$ 5.000 millones. Las inversiones que pueden realizar las AFAP están reguladas por la ley 16.713 del año 1995 y la ley 17.70358 de 2003, así como su reciente modificación del pasado 23 del julio de 2010. Con la cual se aumenta la capacidad de financiación de proyectos de inversión –con hasta 3.000 millones de dólares, que actualmente sólo se destinan a la compra de bonos uruguayos-. Los Family office Este tipo de fondos busca la conservación del capital económico de grandes familias americanas y europeas mediante inversiones seguras, que promuevan el desarrollo del capital intelectual y humano de la familia empresaria. Algunas empresas desarrolladoras de parques han recibido ofertas de financiación de estos fondos. Banco Sumitomo Mitsui Brasileiro (BSMB): Estableció un convenio financiero con el BROU por 100 millones de dólares para las empresas que compren aerogeneradores de esta marca, además no exigen que los aerogeneradores sean garantía del proyecto, por lo que se pueden utilizar a la hora de ir a buscar financiación complementaria. El tipo de interés del banco SUMITOMO prestaba era al 2,2% no obstante el BROU presta esta línea al 6%, ya que consideró competencia desleal los bajos intereses de la empresa japonesa. Lo cual resto atractivo a esta vía. Organismos Multilaterales: Los organismos Multilaterales se presentan como otra alternativa de financiamiento, no obstante los actores entrevistados han señalado que estos presentan mucha burocracia que ralentiza el proceso, aunque como ventaja ofrecen financiación mucho más barata. La Corporación Andina de Fomento (CAF) Ha financiado proyectos en Latinoamérica, en el sector electricidad, gas y agua, en forma creciente en los últimos años, alcanzando un porcentaje del 20% de su cartera en el año 2008. Teniendo en cuenta que las actividades del sector eléctrico (generación, transmisión y distribución)59 son áreas de interés prioritario para la Institución; que un 25 % de la cartera de la CAF correspondía en 2008 a riesgo no soberano- inversiones en el sector privado- y al creciente interés de la CAF de diversificar sus inversiones- en 2008 destino a Uruguay el 2% de su cartera-: la CAF se perfila como otra de las posibilidades a tener en cuenta a la hora de buscar financiación. La CAF dispone de una amplia gama de productos para el sector privado, que incluye: préstamos corporativos, préstamos estructurados con recurso limitado los accionistas (Project Finance), garantías parciales, inversión en patrimonio, asesoría financiera, etc. Bajo la modalidad de financiamiento tipo Project Finance la CAF puede financiar hasta el 50% de los costos del proyecto, incluyendo costos de construcción y costos del financiamiento adicional requerido. Los préstamos son en dólares estadounidenses, a tasa variable (Libor más un margen) con plazos que, en la modalidad de largo plazo, se ubican en el entorno de 12 a 15 años y amortizaciones ajustadas al flujo de caja del proyecto. Para la prestación de sus servicios, la CAF no establece exigencias de componente regional en el valor de la inversión. La Corporación Financiera Internacional (IFC)

Es una institución del Grupo Banco Mundial. Concebida desde su inicio como una entidad dedicada al financiamiento de proyectos en el sector privado, la Corporación ofrece los siguientes servicios: • Préstamos y servicios de intermediación. Los préstamos se otorgan a tasas de mercado y se expresan en las principales monedas y, en medida creciente, en monedas de mercados en desarrollo. • Capital accionario. IFC adquiere acciones y toma participaciones en empresas, instituciones financieras y fondos de inversión. • Préstamos sindicados (movilización de fondos privados). A través de préstamos sindicados, IFC ofrece a bancos comerciales e instituciones financieras internacionales la oportunidad de participar en préstamos a empresas. En los préstamos sindicados IFC es el prestamista oficial. • Financiamiento estructurado. Los productos de financiamiento estructurado de IFC permiten a los promotores de proyectos acceder a un paquete de financiamiento que incluye garantías y mecanismos para la distribución del riesgo. • Financiamiento para el comercio. IFC ha establecido una red internacional de asociaciones bancarias que permite financiar operaciones de comercio exterior. • Financiamiento a entidades sub-nacionales. IFC y el Banco Mundial colaboran para suministrar capital de inversión a municipios y otras entidades públicas sin garantía soberana que prestan servicios de infraestructura esenciales en países en desarrollo. • Operaciones de tesorería. IFC emite bonos en los mercados internacionales de capital para obtener financiamiento con el que apoyar proyectos de inversión. En algunos casos ha emitido bonos en monedas de economías emergentes. IFC considera para la elegibilidad de los proyectos de inversión la EAP aprobada por el Banco Mundial y las estrategias globales de IFC (en el caso de la energía eólica, la referente a Cambio Climático y Desarrollo Sustentable). Adicionalmente al criterio estratégico, los proyectos son evaluados técnicamente. Desde su creación, en 1956 hasta la fecha, la experiencia de la corporación en el sector energético incluye la participación en el financiamiento de proyectos de generación privados por 21.733 MW de potencia instalada en 94 proyectos distintos. El total financiado por IFC, tanto en generación, trasmisión como distribución, acumula un total de 5 mil millones de dólares. El 19 % de la inversión en generación se destinó a energía hidráulica, mientras que 900 millones de dólares se destinaron al área de energía renovables, incluyendo dos proyectos de energía eólica. Banco Interamericano de Desarrollo (BID) El Departamento de Financiamiento Estructurado y Corporativo (SCF, por su sigla en inglés) es el responsable de las operaciones de financiamiento del BID con grandes bancos e inversiones privadas que operan en casi todos los sectores económicos de América Latina y el Caribe. SCF otorga préstamos con sus propios recursos (Préstamos "A") y trabaja con bancos e inversionistas institucionales que participan como co-financiadores con el BID a través de la subscripción de los "préstamos B". SCF también ofrece garantías parciales de crédito y contra riesgo político, y tiene acceso a recursos no reembolsables para la preparación de proyectos para el financiamiento. El Departamento de Financiamiento Estructurado y Corporativo (SCF) ofrece oportunidades de financiamiento para grandes bancos, grandes empresas, así como Empresas públicas y de capital mixto, que operan en todos los sectores de la economía. Los criterios generales para la selección de los proyectos son: -El proyecto debe contribuir al desarrollo del país miembro prestatario del Grupo del BID. -Estar ubicado en un país miembro prestatario del Grupo del BID. La compañía debe ser propiedad mayoritaria de un nacional de un país miembro del Grupo del BID. -El socio privado debe demostrar solvencia, poseer experiencia en proyectos similares y altos estándares de gobernabilidad corporativa. -Cumplir los requisitos del Grupo del BID en materia ambiental y social. -Satisfacer las normas de adquisiciones del Grupo del BID. El BID limita el monto de sus transacciones sin garantía soberana y requiere contrapartidas. En Uruguay, el Banco participa en hasta el 40% de los costos de los proyectos (Tramo A) y financia no más de

US $200 millones, con algunas excepciones. El 40% antes mencionado puede ser complementado por prestamos B a cargo de bancos comerciales del exterior, o por co-financiamiento de otras instituciones financieras locales, o por agencias de exportación/ multilaterales, hasta alcanzar la estructura de financiamiento optima para el proyecto. Antecedentes en Uruguay de Financiamiento: En el año 2005, UTE realizó una licitación para la instalación de una planta a fuel oil por 200 MW en Punta del Tigre, departamento de San José. El financiamiento de 82 millones de dólares se realizó a través del CITI, que además de aportar fondos, estuvo a cargo de estructurar el financiamiento: 54 millones se obtuvieron de un préstamo garantizado por ExIm Bank (EEUU) a pagar en 16 cuotas semestrales con 6 meses de gracia. Los restantes 28 millones provinieron de 5 bancos privados (CITI 7.2 millones, Nuevo Banco Comercial 4.8 millones, BBVA 7.2 millones, BROU 4.8 millones, CREDIT 3.8 millones) todo ello en dólares a pagar en 15 cuotas semestrales. Posteriormente, se amplió la capacidad de la planta en 100 MW, por un costo total de 42 Millones de dólares para lo cual se conto con la Corporación Andina de Fomento (CAF), que aportó 28 millones de dólares a pagar en 10 cuotas semestrales con tres años y medio de gracia. También participaron un grupo de bancos privados por el saldo restante: CITI 4 CREDIT 4, ITAÚ 4, y BBVA 2, todo ello en millones de dólares. El préstamo de los bancos se cancela en 9 cuotas semestrales, finalizando en el año 2012. 1.1.3. Participación en Licitaciones Internacionales Apoyos financieros ICEX 2010 Participación en Licitaciones Internacionales Es un programa cuyos beneficiarios son pequeñas y medianas empresas españolas de ingeniería, consultoría y contratistas de proyectos civiles e industriales (constructoras, fabricantes de bienes de equipo a medida, plantas llave en mano, etc.). Su objetivo es ofrecer apoyo a las empresas para fomentar su participación en proyectos en el exterior mediante la financiación de parte de los gastos de preparación, presentación y seguimiento de ofertas técnicas en concursos o licitaciones internacionales. Las empresas que accedan a este programa adquirirán el compromiso de reintegrar la ayuda recibida en caso de resultar adjudicatarias del proyecto. No es aplicable a suministros estándar. A través de este programa se apoya el 30% de los costes elegibles de las actividades contenidas en el mismo (horas de oficina técnica, bolsa de viaje, gastos de adquisición de pliegos, traducciones, asesoría externa, etc.), según el tipo de proyecto y fuente de financiación, de acuerdo con los criterios de valoración aprobados por el Comité Asesor de este instrumento de ayudas. El tope máximo de ayuda por empresa y año asciende a 100.000 euros. Asimismo, hay un límite general de seis solicitudes por empresa y año con un máximo de dos solicitudes por país y año. El límite de apoyo a una misma oferta, aunque se extienda a varios años, es de 120.000 euros. Las solicitudes pueden ser remitidas como mínimo 30 días antes de la presentación de la oferta técnica al cliente durante todo el año. COFIDES Se trata de una sociedad mercantil estatal creada en 1988 cuyos accionistas actuales son el Instituto Español de Comercio Exterior (ICEX), el Instituto de Crédito Oficial (ICO ), la Empresa Nacional de Innovación (ENISA) -juntos suman el 61% del capital social- y las entidades financieras Banco Bilbao Vizcaya Argentaria (BBVA ), Banco Santander y Banco de Sabadell, con el 39% del capital. Su objeto es facilitar financiación a proyectos privados viables de inversión en el exterior en los que exista interés español, para contribuir con criterios de rentabilidad tanto al desarrollo de los países receptores de las inversiones, como a la internacionalización de la economía y de las empresas españolas. Para cumplir con sus fines COFIDES utiliza, por un lado, sus propios recursos para financiar proyectos de inversión en países emergentes o en desarrollo y, por otro, gestiona por cuenta del Estado los fondos FIEX y

FONPYME , creados para financiar proyectos de inversión en el exterior con independencia del grado de desarrollo del país destino del proyecto. También moviliza recursos de Instituciones Financieras Multilaterales (IFM ), con las que tradicionalmente ha venido firmando acuerdos de cofinanciación. Además, contribuye a facilitar retornos financieros de estas instituciones. En total, COFIDES posee una capacidad de movilización de recursos superior a 900 millones de euros y actúa a través de los siguientes productos financieros: • Participaciones en el capital de la empresa que se crea en el país receptor de la inversión. • Instrumentos próximos al cuasi capital. • Préstamos a medio y largo plazo a la empresa que se crea en el país receptor. • Préstamos multiproyecto. No son proyectos elegibles para COFIDES, entre otros: − Los que impliquen un desplazamiento o sustitución de una instalación existente en España. − Los que supongan un impacto ambiental o social desfavorable para el país receptor de la inversión. − Los recursos financieros gestionados por la compañía no pueden utilizarse para la refinanciación de deudas preexistentes. COFIDES evalúa las propuestas que le presentan las empresas inversoras de acuerdo a los siguientes criterios: • Capacidad y experiencia empresarial de los inversores. • Viabilidad técnica y económica del proyecto. • Rentabilidad y solidez económica del proyecto. • Compromiso de los inversores reflejado en una tasa de capita-lización suficiente. • Clima favorable a la inversión extranjera en el país de destino. • Contribución del proyecto a la internacionalización de la economía española. • Contribución del proyecto al desarrollo del país receptor. • Gestión medioambiental y social adecuada del proyecto. El límite de la financiación por proyecto es de un máximo de 3 millones de euros y un mínimo de 250.000 euros. El promotor del proyecto deberá abonar una comisión de formalización de un 0,5% de la inversión comprometida. Por último, COFIDES cuenta con una cifra de recursos propios próxima a los 55 millones de euros. CONDICIONES DE ACCESO AL MERCADO BARRERAS DE ACCESO AL MERCADO A continuación se enumeran algunos de los principales obstáculos para acceder al mercado que pueden encontrar las empresas interesadas, ya sea en la construcción de un parque, la venta de aerogeneradores, la generación de energía, etc. · Romper la hegemonía de UTE: Con la última licitación, UTE rompe el monopolio de generación de energía, considerado el mayor obstáculo por las empresas entrevistadas, dándole a los privados la oportunidad de vender energía a un precio fijo. Para el generador eólico independiente sin contrato fijo, la tradicional barrera de entrada ha sido la incógnita respecto a la entrega de energía, ya que no siempre está disponible el recurso, y cuando lo está tal vez no es cuando el precio del mercado le es más favorable. Este problema se soluciona consiguiendo un precio fijo en la licitación o un feed in tariff variable. · Criterios de componente nacional62 para la licitación Licitación K39607: En la licitación se exige como ya se señalo, un 20% de componente nacional, e incluso se favorece a quien supere dicho porcentaje, no obstante el hecho de que el generador supone un elevado porcentaje entre un 70 y un 80% del proyecto, ha hecho que las empresas para salvar esta barrera hayan recurrido a varias soluciones dependiendo de cada proyecto, las cuales ya se han comentado a lo largo de este informe:

Sobrecargar el precio del coste del proyecto en Uruguay (logística interna, montaje, grúas). En las primeras licitaciones de UTE ésto no se consideraba como componente nacional, no obstante en la última licitación pasó a incluirse como tal. – La construcción de las torres de hormigón en Uruguay. – Construir las Torres de metal en Uruguay: solución que no ha tenido el eco esperado, como se comentó en el análisis de la producción local. – · Barreras arancelarias: Argentina y Brasil intentaron que Uruguay aplicara el arancel externo del Mercosur (AEC) del 20% a los aerogeneradores no obstante, Uruguay aplico la excepción al AEC, por lo que finalmente los aerogeneradores son gravados con arancel 0. · Acceso a los terrenos: Conseguir que los propietarios de los terrenos accedan a firmar los contratos de servidumbre eólica, al no estar muy desarrollado el tema en Uruguay, se complica. Ya que el sector no está muy desarrollado en Uruguay, hay un gran desconocimiento de este y los beneficios para los propietarios no son muy elevados. · Los plazos de entrega de los aerogeneradores: Actualmente son aceptables debido a la crisis internacional que ha reducido la demanda, no obstante puede variar de un día a otro, ya que la disponibilidad depende de los proyectos en curso. · Grúas En el proyecto de Sierra de Caracoles la indisponibilidad de grúas se convirtió en un problema, hoy en Uruguay la empresa ENTICOR dispone de grúas algunas de ellas compradas a AUTOGRUAS LA MANCHA. · Mediciones de viento: Disponer de series de mediciones completas de viento, preferiblemente de más de 12 meses, es una condición necesaria para reducir el riesgo de la inversión. Es cierto que algunas empresas se presentan a licitaciones extrapolando datos, sin disponer de mediciones completas, no obstante expertos del sector coinciden en señalar que un proyecto realizado sobre mediciones incompletas o incorrectas tiene un gran riesgo de fracasar. · Suministro de materiales: Hay que tenerlo en cuenta a la hora de elegir la zona donde realizar el proyecto. La empresa EDUINTER durante la construcción del parque de sierra de Caracoles utilizó hormigón para las fundaciones de la planta. Lo cual conllevó ciertas dificultades ya que los materiales tardaban en llegar alrededor de una hora a la planta reduciendo la viabilidad económica, fruto del encarecimiento de la obra. Cuanto más al este del país, más se dificulta el suministro de materiales, ya que los principales centros de población se sitúan al suroeste del país. –

DOING BUSINESS El mercado uruguayo no presenta extremadas complicaciones a la hora de abordarlo, las empresas uruguayas tienen una alta disponibilidad a la hora de conceder entrevistas y reuniones con potenciales socios locales. Para las empresas interesadas la Oficina Comercial pone a su disposición como servicio personalizado una completa relación de potenciales socios comerciales (Desarrolladores de proyectos, Inversores, Industriales, etc.) en el sector de la Energía Eólica con información de interés sobre ellos. Para contratar este servicio puede contactar con esta Oficina Comercial o bien entrar en www.icex.es o llamar al 902349000. Uruguay es confiable desde el punto de vista de cumplimiento de contratos, existe total seguridad jurídica y confiabilidad. Algunas de las recomendaciones dadas por los actores del sector entrevistados: -Buscar un socio local confiable con capacidades propias que esté en el mercado - Ingeniería, legislación, e industrial- que le permita integración regional con la posibilidad de generar un origen Mercosur para el equipamiento. -Emplear equipos con probada capacidad, disponibilidad, y respuesta confiable. -Realizar mediciones serias durante más de un año (el coste asciende a aproximadamente 60.000 dólares por punto de medición). - Abordar los proyectos con cintura de manera que la obra absorba algo más del costo y siempre que los socios locales participen de la inversión.

OPORTUNIDADES Las perspectivas para la generación eólica en Uruguay son muy positivas: La política energética delineada por las autoridades establece, como ya se ha expuesto, la diversificación de la matriz de fuentes primarias de generación, incluyendo fuentes no convencionales y autóctonas. Además existen metas a corto, mediano y largo plazo de crecimiento y evolución en la participación de las diversas fuentes en la matriz. El mecanismo a través del cual se implementa la incorporación de potencia de fuente eólica, de acuerdo a las metas propuestas, considera la coexistencia de generadores públicos y privados en el sector eólico. De esta manera los proyectos de generación eólicos de gran escala se van a viabilizar a través de contratos de compraventa de energía de largo plazo adjudicados en este caso mediante licitación pública –basándose en principios de competencia y transparencia, y valorando que el precio al que se comercialice la energía sea justo y adecuado a la realidad nacional. La licitación de UTE no sólo abre la puerta a la generación de energía por parte de empresas privadas- lo cual ha sido tradicionalmente monopolio de la empresa UTE- sino también despliega un amplio abanico de posibilidades para todas aquellas empresas del sector: - Fabricantes de generadores eólicos. - Promotores de proyectos. - Ingenierías y consultoras. - Empresas constructoras. - Empresas de trabajos verticales, grúas, etc. - Consultoras sobre cambio climático especializadas en la tramitación de Mecanismos de Desarrollo Limpio Programáticos derivados de los proyectos eólicos. – Centros de Servicios Eólicos. – No obstante, para todas aquellas empresas que no se han presentado a la licitación existen posibilidades de ser subcontratadas por las adjudicatarias, o incluso de comprar las centrales en funcionamiento, ya que a la licitación se han presentado algunos grupos inversores con interés en vender la planta una vez lleve dos años funcionando. UTE ha anunciado su intención de incorporar a la red 150 Mw adicionales, a los ya licitados, que quedarían en manos de privados, así como la construcción de 200 Mw eólicos en asociación con privados, para lo que espera la ley de Asociación Pública Privada (APP). Además el TEXTO ORDENADO DE CONTABILIDAD Y ADMINISTRACION FINANCIERA T.O.C.A.F. autoriza a una vez fijado el precio de una compra redoblar la oferta de MW a igual precio, por lo que una vez licitados los 150 MW se podría fijar un feed in tariff por los otros 150 MW restantes, dejando la puerta abierta a que las empresas que lo deseen presenten sus proyectos, sin recurrir a la licitación. Incluso si el precio es conveniente se puede autorizar el proyecto sin necesidad de licitación – ver proyecto AMPLIN-. Como ya se ha señalado, la industria local busca desarrollarse en el sector eólico como suministrador de transformadores, sistemas eléctricos, software, para lo cual requieren fuertes inversiones y transferencia de know-how, siendo en estos dos puntos en los que las empresas españolas de equipos auxiliares a la eólica podrían hacer su aparición. Los acontecimientos recientes en el mercado financiero internacional han acentuado la búsqueda de opciones de colocación seguras, con respaldo institucional. Los proyectos de generación de fuente eólica en Uruguay se perfilan como una opción destacada, en los que un entorno institucional aseguran la rentabilidad para los inversores mediante contratos de largo plazo con UTE.. MECANISMOS DE DESARROLLO LIMPIO (MDL) Los MDL son fruto del Protocolo de Kyoto establecido en su artículo 12, que permite a los gobiernos de los países industrializados (países del Anexo1 del Protocolo de Kyoto) y a las empresas (personas naturales o

jurídicas, entidades públicas o privadas) suscribir acuerdos para cumplir con metas de reducción de gases de efecto invernadero (GEI) en el primer periodo de compromiso comprendido entre los años 2008 -2012 , invirtiendo en proyectos de reducción de emisiones en países en vías de desarrollo como una alternativa para adquirir Certificados de Reducción de Emisiones (CERs) a menores costos que en sus mercados. En la actualidad, Uruguay no tiene compromisos de reducción de emisiones de Gases de Efecto Invernadero. No obstante, en su búsqueda de diversificar la matriz energética contribuye a la mitigación del cambio climático mundial, mediante proyectos de generación de energías renovables -que por cuenta de los MDL generan CERs-. Los CERs que se obtienen con la implementación de estos proyectos son negociados en el Mercado Internacional de Carbono vinculado al Protocolo de Kioto (Mercado de Cumplimiento), donde los países con compromisos pueden adquirirlos. Con el proyecto de Sierra de Caracoles se logra una reducción de emisiones de aproximadamente 50.000 toneladas de CO2 por año, lo que equivale a 50.000 CER. Se calcula que con la comercialización anual de los CER’s se suplirá el coste de operación y mantenimiento anual del parque. Bonos que serán vendidos a FINCARBONO España. En cuanto a la licitación de UTE está previsto que los generadores comercialicen los CER’s no obstante sólo dos empresas oferentes - KENTILUX y SOWITEC- han realizado la fase de audiencia previa, adelantando así algunos de los requisitos que exige el banco Mundial para la emisión de los certificados. Algunos proyectos regionales como el parque que la empresa MONTELECNOR tiene en Osorio (Brasil) ya está comercializando CER’s. ANEXOS 1. ACTIVIDADES DESARROLLADAS El Programa de Energía Eólica en Uruguay65 financiado por el GEF (Fondo Mundial para el Medio Ambiente) se encuentra actualmente en funcionamiento en la Dirección Nacional de Energía y Tecnología Nuclear, cuyo cometido es crear las condiciones para facilitar y dinamizar la inserción de la energía eólica en Uruguay. Las áreas de trabajo son diversas e involucran aspectos reglamentarios, técnicos, tecnológicos, de conocimiento y evaluación del recurso, medioambientales y sectoriales entre otros. En junio de 2008 se realizó el seminario “Energía Eólica en Uruguay: Logros y Desafíos” en el que se abordó a la Energía Eólica desde diferentes disciplinas como la política, prospección del recurso, medioambiental e ingeniería de montaje y operación de los parques. Diferentes expertos nacionales, internacionales y empresarios expusieron su conocimiento y experiencia –ver documento: ACTORES DE EÓLICA El martes 21 de abril de 2009 se llevó a cabo en el Club de los Industriales el Primer encuentro entre actores de la energía eólica en Uruguay: oportunidades en su desarrollo. El panel de expositores dio dos visiones complementarias sobre el tema: la de los sectores privados dedicados a la industria eólica en los países de la región y la del sector público de Uruguay. Las exposiciones describieron experiencias concretas en los campos de diseño y de desarrollo de parques eólicos, brindando conocimiento sobre las diversas actividades industriales y de servicios involucradas en la industria eólica. MAPA EÓLICO El desarrollo del mapa eólico está basado en información meteorológica obtenida en estaciones meteorológicas de superficie, es decir que los sensores se ubican en mástiles a determinada altura sobre el suelo. Las mediciones que se utilicen deben conformar series históricas “largas”. A los efectos de fijar ideas, si la información meteorológica se ordena en periodos de un año, se requeriría al menos tres periodos. Es de destacar que en la medida que se busca describir el clima de vientos en una región, y considerando que se requieren series históricas largas, la información disponible en series históricas tri horarias seria adecuada a los efectos de construir el mapa eólico, debiéndose asegurar que el banco de datos no presenta sesgo alguno de estacionalidad.

19 instaladas por la empresa UTE 6 del Ministerio de Defensa (Dirección Nacional de Meteorología y Servicio de Oceanografía, Hidrografía y Meteorología de la Armada, SOHMA) 3 de la Facultad de Ingeniería de la UDELAR. Los factores de planta del parque eólico de Sierra de los Caracoles son de 48% bruto y 40,8% neto, lo cual supera con creces el promedio de otros países, que difícilmente supera el 30%. LA LEY DE PROMOCIÓN DE INVERSIONES: Ley N° 16.906 y de los Decretos (59/98, 92/98 y 455/07) Requisitos: CUADRO 32: REQUISITOS LEY N° 16.906 OBJETIVOS

INDICADOR

Generación de empleo

Número de empleos netos (promedio anual). Cada 3 empleos se asigna 1 punto. Varía de 0 a 10

Descentralización

Indice de desarrollo humano del Departamento (IDH) donde se localice el proyecto. Varía de 0 a 10

Aumento de las exportaciones

Diferencia a monto exportado por el proyecto respecto a la situación sin proyecto. Corresponde 1 punto por cada US$ 200.000. Varía de 0 a 10

Incremento del valor agregado nacional

Comparación salarios + compras plazas (con proyecto vs. sin proyecto). Varía de 0 a 10

Uti lización de tecnologías limpias

Inversión en producción más limpia (P+L) respecto a inversión total proyecto. Se asigna 1 punto cada 10% de participación de la inversión en P+L en el total invertido. Varía de 0 a 10

Incremento de investigación y desarrollo e innovación

Inversión + costes en I+D+i/ inversión o Nº empleados en I+D+i/Nº total empleados 1 punto cada 10% de participación de la inversión en I+D+i del indicador elegido. Varía de 0 a 10

Impacto del proyecto sobre la economía

Incremento del PIB provocado por el impacto del proyecto. 1 punto cada 0,003% de incremento del PIB anual del país. Varía de 0 a 10

La Ley 16.906 de Inversiones66 contiene una serie de incentivos específicos a la inversión, de aplicación automática a los contribuyentes del IRAE e Impuesto a la Enajenación de Bienes Agropecuarios (IMEBA) que realicen actividades industriales o agropecuarias: - Exoneración del Impuesto al Patrimonio por el valor de toda la inversión por un plazo de entre 3 y 5 años. - Exoneración del IRAE durante un periodo de 3 a 5 años sobre el importe de la inversión, financiada con recursos propios. – Exoneración de IVA, IMESI, y recargos de importación sobre los bienes no competitivos con la industria nacional. ARTICULOS DE PRENSA · En Uruguay podrían financiarse proyectos de desarrollo limpio para la generación de energía eléctrica a partir de recursos renovables

www.elpais.com.uy/Suple/EconomiaYMercado/09/12/07/ecoymer_458446.asp · Transformar el viento en electricidad www.elpais.com.uy/suple/.../10/06/.../ecoymer_496773.asp · Sowitec Uruguay S. A. presentó en Villa Ismael Cortinas el Proyecto Pastorale www.ecosregionales.net/?edicion=1374¬icia=10001 · San José: parque eólico es de interés departamental www.tiempo.com.uy/component/content/article/66/1530 · Crecimiento de la industria impulsa demanda eléctrica www.elobservador.com.uy/elobservador/principal.asp · Ley declara de interés nacional el uso de energía térmica www.elobservador.com.uy/elobservador/principal.asp · Montevideo tendrá parque eólico www.uruguayaldia.com/2010/04/montevideo-tendra-parque-eólico · Convocan a privados para invertir 300 millones www.elobservador.com.uy/elobservador/09/ed090824/imagenes_paginas/24ec09.pdf · Cerro Largo tendrá un nuevo parque eólico www.elpais.com.uy/09/04/22/pecono_412464.asp