EL OSCURO PRESENTE Y EL PROMETEDOR FUTURO PARA LA FOTOVOLTAICA EN

ESPAÑA

Jorge Morales de LabraJornada retos para renovables ante el hachazo del nuevo marco regulatorio – USURBILGO LANBIDE ESKOLA5 de junio de 2014

Actualizado con borrador de

RD 23/05/14 y de OM

19/05/14

ÍNDICE

2

Descripción de la nueva normativa de retribución a las renovables para la

fotovoltaica

Análisis de la situación

Perspectivas de futuro

A PARTIR DEL RD-LEY 9/2013

3

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

4

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

5

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

6

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

1/ Conectarse en un mismo punto (subestación o centro de transformación) de la red, o disponer de línea o transformador 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 ninguna de 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

7

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 661/200791 proyectos tipo

RD 1578/2008487 proyectos tipo

LOS INGRESOS ANUALES DE LAS INSTALACIONES HASTA EL FINAL DE SU VIDA ÚTIL REGULATORIA

8

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

9

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

10

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

11

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

12

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

ipii

p TCIngTVIVNA1

)1(*)exp()1(*

EL VALOR NETO DEL ACTIVO. REVISIONES FUTURAS

13

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

31

311 )1(*)exp()1(*

i

ijiiijjj TVadjmCIngTVNAVNA

EL COEFICIENTE DE AJUSTE

14

Donde:

Ingfmi: estimación de ingreso futuro por venta en el mercado por unidad de potencia de la instalación tipo en el año i. Se calculará como la media de los mercados de futuros durante un período de 6 meses anteriores a la fecha del cálculo. 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

VNAT

fCIngfmVR

ii

ii

C

1 )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

EVOLUCIÓN DE LA RETRIBUCIÓN A LA INVERSIÓN

15

Las simulaciones arrojan incrementos muy inferiores al IPC-0,5% (RD 661/07)

El recorte respecto de la situación prevista en el momento de la inversión es mucho mayor al final de la vida útil

AJUSTE DE INGRESOS EN EL MERCADO

16Cálculo anual sobre la energía de proyecto tipo. Aplicado cada 3 años. La planta asume el 100% del riesgo de precio entre los

límites débiles y el 50% entre los fuertes y los débiles

LÍMITES DE PRECIO DE MERCADO PARA EL PRIMER SEMIPERÍODO

17

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

Hay que plantearse cerrar el precio de

antemano a través de

una cobertura,

independiente de los límites

EN RESUMEN

18

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 funcionamientoLímites 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

19

La heterogeneidad en los recortes es muy importante

Para homogeneizar, conviene analizar 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

20

Fuente: UNEF. Análisis borrador OM 19/05/2014 (remitida al Consejo de Estado)

EJEMPLOS. RD 1578/2008

21

Fuente: UNEF. Análisis borrador OM 19/05/2014 (remitida al Consejo de Estado)

Y ADEMÁS, SE COBRARÁ CON RETRASO

22

Art. 19 de la Ley 24/2013 del sector eléctrico: si en las liquidaciones mensuales a cuenta de la de cierre de cada ejercicio

aparecieran desviaciones transitorias entre los ingresos y costes, dichas desviaciones serán soportadas por TODOS los sujetos del sistema de liquidación de

forma proporcional a la retribución que les corresponda en cada liquidación

mensual.La consecuencia del posible desajuste por dichas desviaciones será la

aplicación a las liquidaciones calculadas, a partir del mes de producción de enero 2014, de un porcentaje de pago en la facturación mensual

(coeficiente de cobertura).

En las liquidaciones de energía hasta 31/12/2013 cada mes se liquidaba provisionalmente tres veces: m+1, m+3 y m+11.

El nuevo sistema tiene 14 liquidaciones a cuenta acumulativas. La liquidación 1 cubre el mes de enero. La liquidación 2, enero y febrero. Y

así sucesivamente.La liquidación definitiva o de cierre tendrá lugar antes del 1 de diciembre

del año siguiente.

EVOLUCIÓN DE LOS DESAJUSTES

23

Los desajustes irán disminuyendo según avancen las liquidaciones correspondientes a un año; pero durante las primeras liquidaciones de cada año pueden ser muy

relevantes

En la liquidación 1 de 2014, el coeficiente de cobertura ha sido del 25,5%; en la 2, del 44,8%, en la 3, del 55,6%...

En las liquidaciones posteriores el coeficiente de cobertura irá aumentando hasta llegar a la liquidación de cierre, que tendrá lugar antes de diciembre del año

siguiente, en la cual el coeficiente de cobertura mínimo admitido será del 98%

En caso de que en la liquidación de cierre el coeficiente de cobertura fuera menor del 100% la diferencia será devuelta por el sistema a la planta en un plazo de 5 años, con

un tipo de interés de mercado

La CNMC solo detalla “informalmente” la cantidad pendiente de cobro, lo que dificulta su financiación

En la práctica implica tener disponible una línea de crédito de en torno al 8% de la facturación anual para atender los desajustes de tesorería interanuales

Y FINALIZADA LA VIDA ÚTIL REGULATORIA

24

Las plantas cobrarán el precio de mercado

Esto es, el precio de la central más cara que es necesaria para satisfacer la demanda de cada hora. Actualmente: gas o carbón

Una de las ventajas de las renovables es que aportan estabilidad a los precios de la energía. ¿Tiene sentido que su retribución una vez amortizadas dependa del precio de

los combustibles fósiles?

Es más, ¿tiene sentido que hasta entonces una parte de sus ingresos dependan de éstos?

A JUZGAR POR LA OPINIÓN DE BRUSELAS, SÍ

25

Extracto de las reglas de la Comisión Europea sobre el apoyo público para la protección medioambiental y la energía

Bruselas, 9 de abril de 2014

“The guidelines also foresee the gradual replacement of feed-in tariffs by feed-in premiums, which expose renewable energy sources to market signals.”

Esto es, adaptar las renovables al mercado en lugar del mercado a las renovables

PERO ESTAMOS DE BUENA SUERTE: MOMENTO HISTÓRICO

26

Por primera vez es más barato producir energía con renovables en los edificios que comprarla de la red

Y, además, balance arrollador de “externalidades “ (efectos sociales y medioambientales no incorporados en

el precio)

-77%

Espectacular reducción de costes de las renovables

Precio panel fotovoltaico. Fuente: Navigant

+370%

Costes crecientes de combustibles fósiles

Crudo Brent. Fuente: U.S. EIA

INCLUSO A NIVEL MAYORISTA

27Más información: http://jorgemoralesdelabra.wordpress.com/2014/01/27/y-aun-dicen-que-las-renovables-son-caras/

Tecnología Lugar Fecha Precio (€/MWh)

Nueva nuclear Reino Unido 2023p 109

Gas (ojo: coste, no

precio) España 2012 98

Carbón nacional España 2014 95

Nueva eólica Mallorca 2014p 68

Nueva fotovoltaica Mallorca 2014p 58

OBJETIVOS UNIÓN EUROPEA PARA 2020

28

20% de reducción de emisiones de gases de efecto invernadero respecto de niveles de 1990 (vinculante y particularizado para cada estado miembro: para España es el

20%)

20% de renovables sobre la demanda de energía final (vinculante y particularizado para cada estado miembro: para España es el 20%)

20% de mejora en la eficiencia energética renovables sobre la demanda de energía final respecto de las previsiones (indicativo para cada estado miembro: para España

es el 25%)

EVOLUCIÓN OBJETIVO DE RENOVABLES EN ESPAÑA

29

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 20200

5

10

15

20

25

% Renovables r/ consumo final en España

Real Objetivo

Los objetivos intermedios de los primeros años se han cumplido (de hecho, ya se cumplían cuando se

pactaron en 2008: se vive de la “herencia”); pero son necesarias más renovables a partir de 2017

Y NO SOLO EN ESPAÑA…

30

Fuente: ECOFYS. Informe para la Comisión Europea sept. 2012

Se espera en torno a un 13% en España en 2020 (máximo

17% con nuevas políticas) y un 15% en la UE

(máximo 17%)

CONCLUSIONES

31

El actual Gobierno está dinamitando las energías renovables hundiendo su línea de flotación (la seguridad jurídica)

Pero algunas tecnologías, singularmente la fotovoltaica y la eólica, han “hecho sus deberes” y están en condiciones de competir en precios con las tradicionales sin ni

siquiera reconocer su balance de externalidades

Esta circunstancia está afectando sustancialmente a las estrategias de las compañías tradicionales a nivel internacional

La mayor penetración de renovables en el mercado va a ser difícil, sobre todo si regulatoriamente se insiste en forzarlas a funcionar bajo reglas ideadas para

combustibles fósiles

Pero el balance es tan arrollador, que las barreras caerán.

Al fin y al cabo, no se puede engañar a todo el mundo todo el tiempo (Abraham Lincoln)

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