LA FOTOVOLTAICA TRAS LA REFORMA DE 2013.

ACTUALIZADA CON BORRADOR DE OM 31/01/2014

Jorge Morales de LabraJornada UNEF

26 de febrero de 2014

A PARTIR DEL RD-L 9/2013

2

Desaparece el concepto –previamente

deteriorado– de prima o pago vinculado a la

energía producida

Se sustituye por:

una retribución que depende básicamente de la

potencia de la instalación

y que se calcula a partir de un proyecto tipo

Y, por supuesto, se aplica tanto a nuevas

instalaciones como a las ya existentes

EL PROYECTO TIPO

3

El proyecto tipo (no los proyectos individuales) gozará de una rentabilidad razonable

La rentabilidad razonable inicialmente “girará” sobre la cotización en el mercado secundario de la deuda pública a 10

años (actualmente, sobre 4,5%) + 3%

La rentabilidad razonable se calcula antes de impuestos. Entre los costes se incluye el nuevo impuesto a la generación (7%)

creado en 2013

El concepto de rentabilidad razonable, incluyendo la tasa financiera, es revisable cada 6 años

EL PROYECTO TIPO

4

Sus parámetros se definen por orden ministerial

Pero el sistema está en vigor desde el 14 de julio los cobros desde entonces son “a cuenta”

Podrá distinguir en función de tecnología, potencia, antigüedad, sistema eléctrico y otros

Las instalaciones fotovoltaicas anteriores a 2013 se agrupan ex novo en función de la potencia NOMINAL del “CONJUNTO”, en

lugar de la de cada instalación

DEFINICIÓN DE CONJUNTO

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Se consideran pertenecientes al mismo CONJUNTO las instalaciones que cumplen, simultáneamente, las siguientes características:

1/ Conectarse en un mismo punto de la red, o disponer de línea de evacuación común, o misma referencia catastral (14 dígitos)

2/ Diferencia entre fechas de inscripción definitiva no superior a 36 meses

Salvo que se acredite que no existe continuidad entre la instalación y ningunade las “vecinas”. En todo caso, si la distancia entre cualquier elemento físico o

edificación dista menos de 500 m, se entenderá que existe continuidad

EL PROYECTO TIPO FV SEGÚN BORRADOR DE OM

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Rango de potencia inicial de la instalación

Rango de potencia del conjunto

Tecnología de seguimiento

Año de puesta en marcha

Convocatoria

Tipo (I.1, I.2, II)

Zona climática

Año de puesta en marcha

Rango de potencia del conjunto (solo para tipo I.2)

Tecnología de seguimiento (solo para tipo II)

RD 661/2007

91 proyectos tipo

RD 1578/2008

485 proyectos tipo

LOS INGRESOS ANUALES DE LAS INSTALACIONES

7

Donde:

Re: retribución específica

Mercado: ingresos por venta de energía en el mercado mayorista

Vajdm: ajuste de ingresos en el mercado mayorista (límites superior e inferior)

IInv: incentivo por reducción del coste de generación (solo para plantas nuevas y

sistemas eléctricos aislados no peninsulares). Permite a las plantas capturar

parte del ahorro en el sistema que ocasionan al desplazar tecnologías más caras

I = Re + Mercado ± Vajdm + IInv

LA RETRIBUCIÓN ESPECÍFICA

8

Donde:

Rinv: retribución a la inversión del proyecto tipo correspondiente.

Potencia: nominal de la instalación (pico solo para las nuevas fotovoltaicas)

Ro: retribución a la operación, para las tecnologías que tengan “costes estimados de

explotación superiores al precio estimado del mercado”. Limitada a un número máximo de

horas de funcionamiento

Energía: neta generada

Re = Rinv * Potencia + Ro * Energía

Solo se cobra si se supera un umbral de horas de funcionamiento. Si está

entre éste y un valor mínimo, se reduce proporcionalmente a su distancia al

umbral. Ajustes a cuenta trimestrales

LÍMITES PROPUESTOS EN LA OM

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Tecnología de

seguimiento

Horas

máx. Ro

Horas

mín.

Re

Umbral

mín. Re

%

mínimo

T1

%

mínimo

T2

%

mínimo

T3

Fija 1.648 989 577 10% 20% 30%

Seguimiento a 1 eje 2.102 1.261 736 10% 20% 30%

Seguimiento a 2 ejes 2.124 1.274 743 10% 20% 30%

LA RETRIBUCIÓN A LA INVERSIÓN

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Donde:

C: coeficiente de ajuste de la instalación tipo (entre 0 y 1)

VNA: valor neto del activo del proyecto tipo (por unidad de potencia)

T: tasa de retribución al inicio de cada período regulatorio (se revisa por ley cada

seis años). Para 2013 a 2019 será del 7,398%

VR: vida residual de la instalación: vida útil del proyecto tipo menos los años

completos transcurridos desde la puesta en servicio hasta el inicio del

semiperiodo regulatorio

1)1(

)1(***

VR

VR

T

TTVNACRinv

Actualizada cada

semiperíodo regulatorio

(3 años)

EL VALOR NETO DEL ACTIVO. PLANTAS EXISTENTES. 2014

11

Donde:

VI: valor de la inversión inicial de la instalación tipo (por unidad de potencia). Estimada a partir de

datos no facilitados. Incluye módulos, inversores, monitorización y control, cableado,

protecciones, conexión a red, estructuras, obra civil, montaje, adecuación a exigencias técnicas,

gastos de promoción e impuestos locales.

p: años completos desde la puesta en marcha hasta 2014

Ingi: ingreso total por unidad de potencia de la instalación tipo en el año i, siendo el año 1 el

siguiente al de puesta en marcha. Para estimarlo se ha tenido en cuenta una potencia pico del

15% y el recorte medio del RD-Ley 14/2010 del total de instalaciones asignadas a cada proyecto

tipo

Cexpi: coste de explotación por unidad de potencia de la instalación tipo en el año i, siendo el año

1 el siguiente al de puesta en marcha. Incluye alquiler del terreno, mantenimiento preventivo y

correctivo, seguridad, consumos, seguros, administración, gastos generales, representación en

mercado, IBI, peaje de generación e impuesto de generación del 7%.

p

i

ip

ii

p TCIngTVIVNA1

)1(*)exp()1(*

EL VALOR NETO DEL ACTIVO. REVISIONES FUTURAS

12

Donde:

j: semiperíodo regulatorio para el que se efectúa el cálculo.

VNAj-1: valor neto del activo fijado en el semiperíodo anterior

Tj-1: tasa de retribución del semiperíodo anterior

i: años del semiperíodo regulatorio anterior

Ingi/ Cexpi : ingreso total/coste de explotación por unidad de potencia de la instalación tipo

en el año i estimado en el semiperíodo anterior

Vajdmi: ajuste de ingresos en el mercado mayorista realizado para el año i

3

1

3

1

3

11 )1(*)exp()1(*i

i

jiiijjj TVadjmCIngTVNAVNA

EL COEFICIENTE DE AJUSTE

13

Donde:

Ingfmi: estimación de ingreso futuro por venta en el mercado por unidad de potencia de la

instalación tipo en el año i. Ojo. Alta discrecionalidad: “tendrá en consideración

evolución pasada de precios, mercados de futuros, previsión de oferta y demanda y

otros”. Se ha considerado una degradación de módulos del 0,5% anual a partir de 2015.

Cexpfi: estimación del coste futuro de explotación por unidad de potencia de la instalación

tipo en el año i

En términos coloquiales: C es el % de margen previsto correspondiente a la

retribución específica

VNA

T

fCIngfmVR

ii

ii

C1 )1(

)exp(

1

Ojo: no puede ser mayor que 1.

Esto, si la retribución por operación es insuficiente, puede llevar a un recorte

drástico de rentabilidad… y que considerar o no el impuesto a la generación en

los costes reconocidos sea irrelevante

AJUSTE DE INGRESOS EN EL MERCADO

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Se calcula una vez año si el precio medio anual del mercado diario e

intradiario está fuera de los límites “blandos”

Se detrae el 50% del exceso sobre el límite superior “blando” y el 100% del

exceso sobre el “duro” Máximo = Blando + 50% (Duro – Blando)

Se incrementa el 50% del déficit bajo el límite inferior “blando” y el 100%

bajo el “duro” Mínimo = Duro + 50% (Blando – Duro)

Finalmente se calculará sobre la energía del proyecto tipo

LÍMITES DE PRECIO DE MERCADO PARA EL PRIMER

SEMIPERÍODO

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Valores en €/MWh2014 2015 2016

Precio de mercado estimado 49 50 52

LS duro 57 58 60

LS blando 53 54 56

LI blando 45 46 48

LI duro 41 42 44

En la práctica:

Valores en €/MWh2014 2015 2016

Mínimo 43 44 46

Máximo 55 56 58

Surge la

oportunidad de

cerrar el precio

de antemano a

través de una

cobertura,

independiente

de los límites

CONCLUSIÓN

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La rentabilidad real de las instalaciones depende

fuertemente de las características que definen su

proyecto tipo:

Valor de la inversión inicial

Vida útil regulatoria

Tasa de retribución

Ingresos estimados futuros

Costes de explotación estimados futuros

Número mínimo y umbral de horas de funcionamiento

Límites superiores e inferiores de precio del mercado

Incentivo por reducción del coste de generación

Retribución a la operación

Inmodificable

6 años

3 años

≤ 1 año

Frecuencia de

actualización

ANÁLISIS DEL BORRADOR DE ORDEN MINISTERIAL

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La heterogeneidad en los recortes es muy importante

Para homogeneizar, analizo recortes de ingresos netos (descontado el impuesto de generación) respecto de los que se hubieran obtenido con la normativa a la que se acogió originalmente cada

planta

Hay proyectos que, en 2014, no tienen prácticamente recortes respecto de su normativa original

Y otros que superan ampliamente el 50% de recorte de ingresos

En general puede decirse que a mayor producción de energía (mayor potencia pico, mayor radiación, mejor seguimiento…), mayor es el recorte

El tamaño del conjunto igualmente resulta determinante. Los de más de 10 MW resultan especialmente perjudicados

EJEMPLOS. RD 661/2007

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Media de recorte de ingresos netos en 2014 respecto normativa original

Horas de funcionamiento

1.500 1.700 1.800 1.900 2.000 2.200 2.400Media

2007

S2E -33% -33%

Instalación ≤ 100 kW -33% -33%

Conjunto 5 kW < P ≤ 100 kW -33% -33%

2008

FIJ -16% -24% -31% -24%

Inst. ≤ 100 kW -19% -27% -34% -27%

Conj. 100 kW < P ≤ 2 MW -16% -25% -32% -24%

Conj. 2 MW < P ≤ 10 MW -24% -31% -38% -31%

Conj. 5 kW < P ≤ 100 kW -18% -26% -33% -25%Inst. 100 kW < P ≤ 10 MW -11% -20% -27% -19%

Conj. 100 kW < P ≤ 2 MW -8% -17% -25% -17%

Conj. 2 MW < P ≤ 10 MW -14% -23% -30% -22%

S1E -17% -24% -30% -23%

Inst. ≤ 100 kW -20% -26% -32% -26%

Conj. 100 kW < P ≤ 2 MW -17% -24% -30% -24%

Conj. 2 MW < P ≤ 10 MW -27% -33% -38% -32%

Conj. 5 kW < P ≤ 100 kW -15% -22% -28% -22%

Inst. 100 kW < P ≤ 10 MW -12% -20% -26% -19%

Conj. 100 kW < P ≤ 2 MW -7% -15% -21% -14%

Conj. 2 MW < P ≤ 10 MW -18% -25% -30% -24%

S2E -22% -28% -33% -27%

Inst. ≤ 100 kW -26% -32% -37% -32%

Conj. 100 kW < P ≤ 2 MW -24% -29% -35% -29%

Conj. 2 MW < P ≤ 10 MW -30% -35% -40% -35%

Conj. 5 kW < P ≤ 100 kW -26% -31% -36% -31%

Inst. 100 kW < P ≤ 10 MW -15% -21% -27% -21%

Conj. 100 kW < P ≤ 2 MW -14% -21% -27% -21%

Conj. 2 MW < P ≤ 10 MW -15% -22% -27% -21%Media -16% -24% -17% -31% -23% -29% -33% -25%

EJEMPLOS. RD 1578/2008

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Media de recorte de ingresos netos en 2014respecto normativa original

Zona / Horas de funcionamiento

Z1 Z2 Z3 Z4 Z5 Media

Convocatoria/Tipo 1.500 1.600 1.700 1.800 1.900 2.200 2.4001C 2009I.1 -14% -25% -30% -33% -36% -27%I.2 20 kW < P ≤ 1 MW -8% -19% -24% -29% -33% -23%I.2 P > 1 MW -23% -33% -35% -30%II FIJ -22% -28% -30% -34% -38% -31%

2C 2009II FIJ -18% -24% -32% -32% -36% -30%

3C 2009II FIJ -37% -37%

4C 2009II FIJ -37% -37%

1C 2010II FIJ -32% -32%

2C 2010II FIJ -32% -32%

3C 2010II FIJ -31% -31%

4C 2010II FIJ -24% -24%

1C 2011II FIJ -26% -26%

2C 2011II FIJ -13% -13%

3C 2011II FIJ -14% -14%

4C 2011II FIJ -13% -13%II S1E -10% -10%II S2E -10% -10%

Media -14% -24% -29% -32% -31% -10% -10% -27%

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