Estudio de viabilidad de la financiación de un proyecto de energía eólica

Abstract

Este Trabajo Fin de Grado analiza la viabilidad financiera de un parque eólico terrestre de 50 MW situado en Aragón mediante la construcción de un modelo de project finance. El modelo integra los escenarios de producción, los ingresos, los costes operativos, la estructura de financiación, la fiscalidad y el coste de capital, traduciendo los principales supuestos técnicos y económicos del proyecto en estados financieros, flujos de caja y métricas de retorno y crédito a lo largo de una vida útil de 25 años que comienza en 2026. El análisis se articula en torno a tres escenarios calibrados —base, optimista y pesimista— construidos dentro de rangos centrales de la literatura sectorial (IRENA, NREL, EU JRC, OMIP, LevelTen Energy, Pexapark). Adicionalmente, el trabajo estudia tres decisiones estructurales que debe tomar el accionista: la estructura de ingresos (PPA frente a exposición merchant), la inclusión del tramo mezzanine y el mix entre los tramos amortizable (TLA) y bullet (TLB) dentro de la deuda senior. Los resultados muestran que ninguno de los tres escenarios genera valor para el accionista en sentido estricto, ya que la TIR del equity no alcanza el coste del capital propio ni siquiera en el caso optimista. La comparación entre el coste nivelado de la energía (LCOE) y el precio del PPA confirma que, bajo condiciones medias de mercado, el contrato no cubre el coste integral de generación, obligando al proyecto a depender de una exposición merchant incierta tras su vencimiento. El trabajo concluye que el sector eólico onshore español opera en el margen de viabilidad y que el valor se crea durante la estructuración —vía precio de procurement y condiciones del PPA— más que durante la operación. Asimismo, tanto el tramo mezzanine como el bullet destruyen valor para el accionista, ya que su coste all-in supera la rentabilidad intrínseca del activo.This Bachelor's thesis analyzes the financial viability of a 50 MW onshore wind farm located in Aragón, Spain, through the construction of a project finance model. The model integrates production scenarios, revenues, operating costs, financing structure, taxation, and cost of capital, translating the project's main technical and economic assumptions into financial statements, cash flows, and return and credit metrics over a 25-year operational life beginning in 2026. The analysis is structured around three calibrated scenarios —base, optimistic, and pessimistic— developed within central ranges drawn from sector literature (IRENA, NREL, EU JRC, OMIP, LevelTen Energy, Pexapark). In addition, the thesis examines three key structural decisions faced by the shareholder: the revenue structure (PPA versus merchant exposure), the inclusion of a mezzanine tranche, and the mix between amortizing (TLA) and bullet (TLB) tranches within the senior debt. The results show that none of the three scenarios creates value for the shareholder in a strict sense, as the equity IRR fails to reach the cost of equity even in the optimistic case. The comparison between the Levelized Cost of Energy (LCOE) and the PPA price confirms that, under average market conditions, the contract does not cover the full generation cost, forcing the project to rely on uncertain post-PPA merchant exposure. The work concludes that the Spanish onshore wind sector operates at the margin of viability, and that value is created during project structuring —through procurement pricing and PPA conditions— rather than during operation. Furthermore, both the mezzanine and bullet tranches destroy shareholder value, as their all-in cost exceeds the asset's intrinsic return.