EFECTOS SOBRE LA FOTOVOLTAICA DE LA ÚLTIMA REFORMA ENERGÉTICA

EMPRENDIDA POR EL GOBIERNO

Jorge Morales de LabraJornada el futuro de la fotovoltaica – Universidad de Extremadura26 de marzo 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

5

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 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

6

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 1578/2008485 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

9

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

10

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

ipii

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

31

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

i

ijiiijjj 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

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

14

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

15

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

16

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

17

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

18

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

19

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

2007S2E -33% -33%

Instalación ≤ 100 kW -33% -33%Conjunto 5 kW < P ≤ 100 kW -33% -33%

2008FIJ -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

20

Media de recorte de ingresos netos en 2014 respecto 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%

Y ADEMÁS, SE COBRARÁ CON RETRASO

21

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

22

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 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 certificará la parte pendiente de cobro

En la práctica recomiendo tener disponible una línea de crédito de un 8% de la facturación anual para atender los desajustes de tesorería interanuales

Avda. de Europa, 34 – B esc. Dcha. 3º. 28023 Madrid

Tel. + 34 902 883 112Fax + 34 917 892 799contacto@geoatlanter.com

¡Sigamos hablando!

@jorpow

Muchas gracias por la atenciónDisclaimer

El contenido de esta ponencia es responsabilidad exclusiva de su autor, siguiendo los requerimientos del encargo recibido, habiendo contado con absoluta libertad e independencia para su elaboración, al objeto de que pueda servir de guión que promueva la participación de los asistentes dentro de un marco más amplio.

Consecuencia del párrafo anterior, los criterios y observaciones reflejadas no tienen necesariamente que ser compartidos ni por el Organizador de las Jornadas ni tampoco por la organización a la que representa.

La difusión de la información es libre, si bien ni el autor, ni la organización a la que representa, ni el Organizador asumen responsabilidad alguna en los resultados que cualquier tercero pudiera concluir, ni tampoco por los daños o perjuicios que, directa o indirectamente se pudieran irrogar de las decisiones y consideraciones que se adopten sobre la base de este documento, ni tampoco del uso que los destinatarios últimos hicieran del mismo.

En cuanto respecta a la responsabilidad que se pudiera derivar, se reduce exclusivamente a la que pueda reclamar el Organizador de las Jornadas, y en ningún caso excederá de los honorarios percibidos, excluyéndose daños o perjuicios indirectos, lucro cesante, daño emergente o costes de oportunidad.

El documento ha cerrado su alcance y tiene como único destinatario al Organizador de las Jornadas, quedando el autor abierto a elaborar, ampliar o certificar cualquier aspecto, tratado en el Documento o no, pero siempre bajo otro contrato y con las condiciones que allí se establezcan.