Óblast de Ivano-Frankivsk, Ucrania
Parque eólico de cordal de 30 MW a 1.100 m de altitud en los Cárpatos ucranianos. Generación con máximo invernal que complementa a los proyectos solares, de máximo estival, en el terreno más seguro del país y dentro de la Isla Energética de Burshtyn, sincronizada con ENTSO-E.
Documentación completa del proyecto para inversores institucionales y minoristas. Todas las cifras que figuran a continuación proceden del modelo financiero resumido en esta página; las fuentes primarias se relacionan al final.
Un parque eólico de 30 MW formado por cinco aerogeneradores de 6,0 MW sobre un cordal expuesto de los Cárpatos, a unos 1.100 m de altitud en el óblast de Ivano-Frankivsk, conectado a 110 kV dentro de la Isla Energética de Burshtyn. Conviene ser rotundos acerca de la disyuntiva que está en el centro de este proyecto: los Cárpatos no son el mejor recurso eólico de Ucrania. La estepa del sur alcanza 7–8 m/s a 100 m y permite una construcción sensiblemente más económica. Lo que los Cárpatos ofrecen a cambio es seguridad, acceso a la red y encaje estacional, y en la Ucrania en guerra eso merece pagarse. El escenario base rinde un 12,1 % al capital propio, con un DSCR mínimo de 1,56x a lo largo de un plazo de deuda de 14 años.
Cuatro razones por las que merece la pena desarrollar este emplazamiento pese a un recurso eólico mediocre, y una razón por la que casi no las merece.
El óblast de Ivano-Frankivsk es la región del país más alejada de la línea de contacto y la que menos daños ha sufrido en su infraestructura energética. Para un activo con una vida de diseño de 25 años financiado a 14, eso pesa más que un punto porcentual de factor de capacidad. Los emplazamientos de la estepa del sur con el mejor viento son también los que han sido bombardeados.
La zona UA-BEI en torno a Burshtyn se opera de forma sincronizada con Europa continental desde mucho antes de la sincronización de emergencia del resto del país en 2022. La generación situada aquí tiene acceso físico a los mercados húngaro, eslovaco y rumano, lo que constituye una opción de exportación real y una cobertura frente al riesgo de precio y de contraparte nacionales.
El viento de los Cárpatos alcanza su máximo en invierno, precisamente cuando los precios ucranianos son más altos —el índice diario de diciembre de 2025 fue de 130 €/MWh frente a una media anual de 104 €/MWh— y precisamente cuando los proyectos de solar más almacenamiento son más débiles. Una cartera que contenga ambos es mucho menos estacional que cualquiera de ellos por separado.
En Ucrania la fotovoltaica canibaliza su propio precio: genera en las horas centrales del día, cuando los precios se desploman hacia cero, y esa es la razón misma de que existan los proyectos de almacenamiento. El viento no. Genera durante la noche y en el pico de la tarde, cuando no hay solar en el sistema y los precios están en su máximo. Modelizamos un precio de captura de 105 €/MWh frente a un índice base de unos 104 €/MWh —aproximadamente paridad—, mientras que la solar sin almacenar captura apenas un tercio de esa cifra.
Construir en terreno complejo es caro y el recurso es medio, de modo que el coste normalizado de la energía resulta de 110 €/MWh. Eso está muy por encima de los 30–40 $/MWh a los que se cotiza la eólica terrestre a escala global, y por encima de lo que lograría un emplazamiento de estepa en el óblast de Mykolaiv. Este proyecto no es competitivo en coste de la energía. Es competitivo en capacidad de ejecución ajustada al riesgo, y el inversor que no acepte ese planteamiento no debería invertir en él.
El recurso eólico de los Cárpatos depende fuertemente de la altitud. Los fondos de valle promedian solo 1,0–3,7 m/s y carecen de valor para la generación, pero la velocidad del viento crece de forma casi lineal con la elevación por encima de unos 600 m, y las crestas expuestas por encima de 1.000 m resultan viables. Nuestro emplazamiento se ha seleccionado sobre esa base.
| Indicador | Valor |
|---|---|
| Velocidad media del viento a altura de buje | 6.8 m/s |
| Altitud del cordal | 1,100 m |
| Altura de buje | 120 m |
| Diámetro del rotor | 150 m |
| Potencia específica | 340 W/m² |
| Factor de capacidad bruto | 36.5% |
| Factor de capacidad neto | 30.1% |
| Generación neta, año 1 | 79,058 MWh |
| Horas equivalentes a plena carga | 2,635 h |
La provisión del 4,5 % por formación de hielo merece atención porque es la pérdida que con más frecuencia se subestima en los estudios de viabilidad de los Cárpatos. La cencellada a 1.100 m degrada el perfil de la pala mucho antes de llegar a detener el aerogenerador, y las pérdidas se acumulan justo en los meses de invierno que soportan los precios más altos. Hemos empleado una cifra genérica; una evaluación de formación de hielo específica del emplazamiento a partir de la campaña de la torre de medición meteorológica es una condición previa, no un extra deseable.
La media de 6,8 m/s es una estimación obtenida de datos mesoescalares y de las relaciones regionales con la altitud, no una medición. Una campaña de doce meses con torre de medición meteorológica a altura de buje, que produzca una evaluación de producción energética bancable con valores P50 y P90, es la cuestión abierta más importante de este proyecto: la tabla de sensibilidad muestra por qué. Ningún prestamista financiará la construcción sin ella, y un inversor de capital tampoco debería hacerlo.
Una máquina terrestre convencional de baja potencia específica, elegida para un emplazamiento de viento medio y alta turbulencia.
| Indicador | Valor |
|---|---|
| Aerogeneradores | 5 |
| Potencia nominal por aerogenerador | 6.0 MW |
| Capacidad total instalada | 30 MW |
| Altura de buje | 120 m |
| Diámetro del rotor | 150 m |
| Separación entre aerogeneradores a lo largo del cordal | 600 m (4.0 D) |
| Clase de turbulencia IEC | IEC IIIB / S — se requiere evaluación de idoneidad específica del emplazamiento |
| Paquete para clima frío | Calefacción de palas, lubricantes de baja temperatura, detección de hielo |
| Degradación anual de la producción | 0.5% al año |
| Vida de diseño | 25 Año |
La eólica terrestre se cotiza a escala global entre 1.150 y 1.800 $/kW, y el extremo superior refleja una logística restringida y un terreno difícil. Este proyecto se sitúa en 1.654 €/kW, cerca de ese extremo superior, y la razón es visible en las partidas de coste: caminos de montaña, cimentaciones en roca y una línea de 14 km.
| Total | €49,610,000 |
|---|---|
| Coste de capital por kW instalado | €1,654/kW |
| IVA a la importación y derechos de aduana | Exentos para los equipos solares y de almacenamiento (Leyes n.º 3853-IX y n.º 3854-IX) |
La escala de este proyecto es una consecuencia deliberada de esa estructura de costes. Los caminos, la conexión a la red y el desarrollo son en gran medida fijos en un emplazamiento de montaña, de modo que hay que repartirlos entre toda la capacidad que el cordal admita. Modelizamos primero una versión de 18 MW: arrojaba 1.751 €/kW y, más grave, un DSCR de 0,93 en el escenario adverso, es decir, un proyecto incapaz de atender su propia deuda en un año de viento flojo. Con 30 MW, ese mismo escenario adverso alcanza 1,09x. Treinta megavatios no son aquí una ambición, son el tamaño mínimo viable.
Los ingresos son un único flujo: energía vendida en los mercados diario e intradiario, o bajo un contrato PPA corporativo. No hay arbitraje ni almacenamiento, lo que hace este proyecto mucho más sencillo de modelizar que los de baterías, y mucho más expuesto al recurso eólico.
| Indicador | Valor |
|---|---|
| Generación neta | 79,058 MWh |
| Precio de captura | €105/MWh |
| Ingresos del año 1 | €8,301,056 |
El precio de captura de 105 €/MWh equivale aproximadamente al índice base del conjunto de 2025, de 103,8 €/MWh. Suponemos que el viento captura a la par del índice base, no por encima. Eso es conservador para un generador de sesgo invernal en un mercado donde los precios de invierno superan en un 25 % la media anual, y deja deliberadamente fuera del escenario base el potencial de la exportación y del PPA.
| Indicador | Importe |
|---|---|
| Contrato de operación y mantenimiento integral de los aerogeneradores (48 €/kW/año) | €1,440,000 |
| Costes de desvíos y del mercado de balance (6 €/MWh) | €474,346 |
| Seguros (0,4 % del coste de capital) | €223,245 |
| Gestión del activo y administración de la SPV | €150,000 |
| Seguridad física y protección del emplazamiento | €75,000 |
| Arrendamiento del terreno y tasas de uso forestal | €90,000 |
| Fondo de beneficio comunitario y tributos municipales | €60,000 |
| Costes operativos totales | €2,512,591 |
El coste de balance de 6 €/MWh es real y propio de la eólica. A diferencia de los proyectos de baterías, que son gestionables y pueden negociar para deshacer su propio desvío, un parque eólico paga por el error de previsión. La liquidación de desvíos en Ucrania es implacable, y esta partida crece si la previsión es deficiente.
Tres escenarios sobre la misma estructura de capital. Nótese que el escenario adverso no es cómodo, y no lo hemos maquillado.
Factor de capacidad neto del 30,1 %, captura de 105 €/MWh, 60 % de apalancamiento al 8,5 % a 14 años.
Un factor de capacidad neto del 33,5 %, alcanzable si la torre de medición meteorológica confirma la banda alta del recurso y el paquete para clima frío limita las pérdidas por hielo, combinado con un precio de captura de 115 €/MWh ponderado hacia el invierno o un contrato PPA corporativo a ese nivel.
Un factor de capacidad del 28,3 % y una captura de 88 €/MWh. El capital propio apenas obtiene nada y el DSCR cae a 1,09x. El proyecto sigue atendiendo su deuda, pero por muy poco, y es este escenario el que determina el apalancamiento.
| Indicador | Valor |
|---|---|
| Coste total de capital | €49,610,000 |
| Tramo de capital propio | €19,844,000 |
| Deuda sénior (65 %) | €29,766,000 |
| Proporción de deuda sénior | 60% |
| Tipo de interés de la deuda sénior | 8.5% |
| Plazo de la deuda sénior | 14 Año |
Ni el BERD ni la IFC publican márgenes o plazos para los préstamos al sector energético ucraniano, por lo que el tipo del 8,5 % del escenario base es una estimación propia y no una cifra procedente de una fuente. El análisis de sensibilidad a la financiación que figura más abajo muestra hasta qué punto el resultado depende de ese tipo.
Igual que en los proyectos de almacenamiento, el escenario operativo y la financiación son palancas independientes. Aplicar al escenario optimista una deuda senior al 6,5 %, el nivel que implica una facilidad del BERD o de la IFC con cobertura de primeras pérdidas del Marco de Inversión de la UE para Ucrania, eleva aún más la rentabilidad apalancada.
El factor de capacidad y el precio de captura dominan, y son las dos variables que conocemos con menor precisión antes de que se complete la campaña de la torre de medición. Errar en tres puntos porcentuales el factor de capacidad cuesta aproximadamente dos puntos de TIR del capital propio. Es la condición ordinaria de un proyecto eólico anterior a la torre de medición, y por eso el camino crítico es la evaluación del recurso y no la compra de los aerogeneradores.
Calculado con una tasa de descuento del 11 % a 25 años. Con 110 €/MWh, este proyecto es caro según los estándares internacionales de la eólica terrestre y no se construiría en Alemania ni en España. Aquí funciona porque los precios mayoristas ucranianos son altos, el límite regulatorio de precio es de 15.000 ₴/MWh y los emplazamientos alternativos con mejor viento soportan un riesgo de guerra que este no tiene.
Cinco aerogeneradores se disponen a lo largo del cordal con 600 m entre ejes —cuatro diámetros de rotor, separación suficiente para mantener bajas las pérdidas por estela en una cresta donde el viento incide predominantemente de forma transversal a la ladera—. Un único camino de acceso enlaza las posiciones y la subestación del emplazamiento se sitúa en el extremo oriental, más bajo, desde donde parte la línea de 110 kV hacia la red.
| Indicador | Valor |
|---|---|
| Corredor de cresta arrendado | 3.0 × 0.8 km |
| Separación entre aerogeneradores | 600 m (4.0 D) |
| Altura de punta de pala sobre el terreno | 195 m |
| Camino de acceso, nuevo y mejorado | 8.5 km |
| Línea aérea hasta la conexión a la red | 14 km |
| Tensión de conexión | 110 kV |
Las posiciones de los aerogeneradores son indicativas. El micrositing definitivo se hará tras la campaña de la torre de medición meteorológica, la evaluación de turbulencia específica del emplazamiento y el cribado ambiental; cualquiera de ellos puede desplazar una posición unos cientos de metros o eliminarla. El perfil insertado está dibujado con la escala vertical exagerada para que las máquinas resulten legibles; las distancias horizontales de la planta están a escala.
Fotografías de instalaciones eólicas comparables situadas en cordal, incluidas para mostrar la forma física de la planta. No son imágenes de este emplazamiento, que aún no está construido.
La eólica en los Cárpatos es jurídicamente sencilla y ambientalmente controvertida. Lo segundo es la restricción real.
El umbral de generación exenta de licencia se elevó a 20 MW hasta el 1 de enero de 2028, de modo que con 30 MW este proyecto requiere una licencia de generación del regulador. El suelo de cordal suele ser monte público del fondo forestal estatal, lo que implica un cambio de uso forestal además del arrendamiento del terreno: un proceso más lento y más político que los arrendamientos agrícolas utilizados por los proyectos solares.
Es obligatoria una evaluación de impacto ambiental (EIA) completa con audiencias públicas. Los emplazamientos de los Cárpatos activan además el Convenio de los Cárpatos, las designaciones de la Red Esmeralda y los corredores de migración de aves y quirópteros a lo largo de las líneas de cresta. Miembros del Parlamento Europeo han criticado públicamente el desarrollo eólico en los Cárpatos ucranianos por la deforestación, y Ucrania se ha enfrentado a preguntas incisivas por talar bosque para instalar aerogeneradores mientras recibe dinero internacional para conservarlo. Cualquier promotor aquí debe esperar una oposición organizada y planificarla, en lugar de verse sorprendido por ella.
La eólica es elegible en la subasta estatal de renovables y, por separado, en la licitación de 1.505 MW de capacidad flexible. Ninguna de las dos se supone en el escenario base; el precio de subasta actúa como el suelo modelizado en el escenario adverso.
Conexión a 110 kV a la red UA-BEI. La red local es más débil que el sistema troncal, razón por la cual asumimos una provisión del 2 % por restricción de producción en la cascada de pérdidas. La capacidad y el coste definitivos llegarán con las condiciones técnicas del operador del sistema.
El impuesto de sociedades es del 18 %. Los equipos solares y de almacenamiento importados están exentos del IVA y de los derechos de aduana. La amortización acelerada permite amortizar la maquinaria y los equipos en dos años hasta finales de 2030, lo que protege el flujo de caja de los primeros ejercicios; así se refleja en el modelo. Los dividendos a un titular no residente soportan una retención en la fuente del 15 %, reducible al 5 % en virtud del convenio entre Ucrania y Chipre cuando el titular posee al menos el 20 % de las participaciones.
Una sociedad ucraniana de responsabilidad limitada es titular del arrendamiento del terreno, de la conexión a la red y de los permisos, y está participada a su vez por una sociedad holding de la UE a través de la cual se canaliza el capital de los inversores. La repatriación de dividendos sigue sujeta a las restricciones de ley marcial del Banco Nacional de Ucrania, lo que se hace constar como cuestión pendiente.
| Indicador | Gravedad | Mitigación |
|---|---|---|
| Incertidumbre del recurso eólico — todavía sin datos de torre de medición | Alta | La producción energética se apoya en modelización mesoescalar, no en medición. Una campaña de doce meses con torre de medición meteorológica a altura de buje que produzca una evaluación bancable P50/P90 es condición previa a la decisión final de inversión. Hasta que se complete, el factor de capacidad debe tratarse como una estimación con un rango plausible de ±3 puntos porcentuales, que la tabla de sensibilidad traduce en aproximadamente ±2 puntos de TIR del capital propio. |
| Oposición ambiental y retraso en los permisos | Alta | El desarrollo eólico en los Cárpatos está activamente cuestionado por motivos de deforestación y biodiversidad, incluso en el Parlamento Europeo. La mitigación consiste en un diálogo temprano y genuino con las comunidades y los organismos de conservación, la ubicación fuera de las parcelas de la Red Esmeralda, un programa de beneficio comunitario dotado de fondos y un programa de permisos con holgura realista. Este riesgo puede retrasar o hacer fracasar el proyecto por completo y no puede ser mitigado plenamente por el promotor. |
| Riesgo militar y de daño físico al activo | Alta | El óblast de Ivano-Frankivsk es la región menos expuesta de Ucrania, lo que constituye una razón principal de la selección del emplazamiento, pero ningún lugar del país está a salvo de los ataques de largo alcance y los aerogeneradores son difíciles de reparar. El seguro de riesgo de guerra sigue siendo en la práctica inaccesible para la infraestructura energética ucraniana; la mitigación es una garantía de primeras pérdidas de una institución financiera internacional y, en su ausencia, el capital propio soporta este riesgo. |
| Formación de hielo y comportamiento invernal | Media | Se asume una pérdida por formación de hielo del 4,5 %. La cencellada a 1.100 m reduce la producción en los meses de precios más altos y suele subestimarse. Las mitigaciones son un paquete de aerogenerador para clima frío con calefacción de palas y detección de hielo, y un estudio de formación de hielo específico del emplazamiento a partir de la campaña de la torre de medición. |
| Coste de construcción y accesos en terreno complejo | Media | Los caminos de montaña, las cimentaciones en roca y el acceso de grúas en pendientes pronunciadas son las partidas con mayor probabilidad de desviación, y el transporte de palas hasta 1.100 m limita el modelo de aerogenerador. Las mitigaciones son un contrato EPC llave en mano a precio fijo con penalizaciones, una investigación geotécnica temprana y un estudio del itinerario antes de seleccionar el aerogenerador. Se contempla una contingencia del 10 %. |
| Riesgo de precio de mercado y de captura | Media | Los ingresos son un único flujo sin cobertura. Las mitigaciones son el precio de subasta como suelo, un contrato PPA con un consumidor industrial de la zona de Burshtyn y la opción de exportación a Hungría y Eslovaquia. El escenario adverso modeliza esto directamente. |
| Restricción de producción y capacidad de conexión | Media | La red UA-BEI es comparativamente débil. Se contempla una provisión del 2 % por restricción de producción; la capacidad definitiva llegará con las condiciones técnicas. Añadir almacenamiento en la subestación es la mitigación evidente para una fase posterior y elevaría además el precio de captura. |
| Descalce de divisas | Baja | Ingresos en grivnas frente a deuda en euros y rentabilidad del inversor en euros, sin un mercado profundo de coberturas a largo plazo. Parcialmente compensado porque los precios mayoristas ucranianos siguen la paridad de importación denominada en euros y el límite regulatorio se revisa al alza periódicamente. |
Treinta megavatios de capacidad con máximo invernal en la región de Ucrania menos expuesta a los ataques constituyen una contribución directa a la seguridad energética nacional, y no solo a la descarbonización. El contrapeso honesto es que construir en los cordales de los Cárpatos tiene un coste ecológico real, y ese coste debe declararse junto al beneficio.
Los caminos de acceso y las plataformas de los aerogeneradores en un cordal boscoso exigen talas, fragmentan hábitats y alteran la hidrología de montaña, y las líneas de cresta son corredores de migración de aves y quirópteros. Estos efectos son permanentes durante la vida del activo y parcialmente permanentes después. La mitigación —micrositing alejado de las parcelas sensibles, protocolos de parada estacional durante la migración, reforestación compensatoria y un programa de beneficio comunitario dotado de fondos— los reduce, pero no los elimina. Los inversores que ponderen fuertemente la biodiversidad deben saber que este proyecto es un caso ESG más difícil que los proyectos de solar más almacenamiento, que se asientan en terreno agrícola.
Toda afirmación cuantitativa de esta página procede de una de las fuentes que figuran a continuación o del modelo financiero construido sobre ellas. Cuando una cifra no ha podido verificarse a partir de una fuente primaria, lo hemos indicado en la sección correspondiente en lugar de presentar una estimación como un hecho.
Todas las cifras en euros se han convertido a 1 € = 51,0 ₴, el tipo medio de mercado de julio de 2026.
Este documento se facilita únicamente a título informativo y no constituye una oferta de venta ni una invitación a comprar valores, ni asesoramiento en materia de inversión, jurídica o fiscal. Las cifras prospectivas son proyecciones modelizadas a partir de las hipótesis indicadas y diferirán de los resultados reales. Los proyectos energéticos en Ucrania conllevan riesgos que incluyen, sin carácter limitativo, el conflicto armado, la destrucción de activos, la inconvertibilidad de la divisa, los cambios regulatorios y el incumplimiento de las contrapartes. Los inversores pueden perder la totalidad del importe invertido. Los posibles inversores deben obtener asesoramiento independiente y verificar por sí mismos la exactitud de cada hipótesis antes de comprometer capital.