INTRODUCCIÓN A LOS CAMBIOS REGULATORIOS EN
RENOVABLES, DERIVADOS DE LA REFORMA ELÉCTRICA DE
JULIO DE 2013
Jorge Morales de...
REGULACIÓN PREVIA (2007). TARIFA DE INYECCIÓN
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1. Precio fijo (preestablecido en el BOE) para toda la energía producida
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A PARTIR DEL RD-L 9/2013
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Desaparece el concepto de prima o pago
vinculado a la energía producida
Se sustituye por:
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EL PROYECTO TIPO
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El proyecto tipo gozará de una rentabilidad razonable:
•Deuda pública a 10 años (mercado secundario, a...
LOS INGRESOS ANUALES DE LAS INSTALACIONES
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I = Re + Mercado ± Vajdm + Iinv
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Re: retribución específica
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LA RETRIBUCIÓN ESPECÍFICA
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Re = Rinv * Potencia + Ro * Energía
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Rinv: retribución a la inversión del proyecto tipo ...
LA RETRIBUCIÓN A LA INVERSIÓN
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C: coeficiente de ajuste de la instalación tipo (entre 0 y 1)
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EL VALOR NETO DEL ACTIVO (PLANTAS EXISTENTES)
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VI: Valor de la inversión inicial de la instalación tipo (por unida...
EL COEFICIENTE DE AJUSTE
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Ingfmi: estimación de ingreso futuro por venta en el mercado y retribución por
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AJUSTE DE INGRESOS EN EL MERCADO
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Se calcula una vez año si el precio medio anual está fuera de los
límites “blandos”
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CONCLUSIÓN
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La rentabilidad real de las instalaciones va a
depender fuertemente de las características que
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EJEMPLO. DATOS DE PARTIDA
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Planta fotovoltaica fija puesta en servicio en septiembre de 2008 (p=5 años)
1.500 horas eq...
EJEMPLO. RESULTADOS
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Caso base:
C antes de corrección = 1,09
Rinv2013 = 577.000 €/MWp
I2013 = 640.000 €/MWp
Ingresos* 20...
EJEMPLO. RESULTADOS (II)
14* A este recorte habría que añadir el impacto del impuesto sobre
generación (7%)
Caso base ampl...
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201307 introducción a impacto reforma en renovables

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Introducción práctica (con ejemplos) del cambio de metodología retributivo que el gobierno español ha impuesto a las renovables desde el 14 de julio de 2013

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201307 introducción a impacto reforma en renovables

  1. 1. INTRODUCCIÓN A LOS CAMBIOS REGULATORIOS EN RENOVABLES, DERIVADOS DE LA REFORMA ELÉCTRICA DE JULIO DE 2013 Jorge Morales de LabraE.T.S.I. Industriales(UPM) 23 de julio de 2013
  2. 2. REGULACIÓN PREVIA (2007). TARIFA DE INYECCIÓN 2 1. Precio fijo (preestablecido en el BOE) para toda la energía producida 2. Durante toda la vida útil de la instalación 3. Actualizable anualmente con el IPC menos una corrección (0,25-0,5%) RD 1565/2010: Fotovoltaica solo 25 años RD-L 14/2010: Fotovoltaica solo 28 años Ley 2/2011: Fotovoltaica solo 30 años RD-L 2/2013: IPC subyacente a impuestos constantes Además de otras “adiciones”: impuesto del 7% a la producción (Ley 15/2012), supresión del complemento por reactiva (RD-L 9/2013), eliminación prima repotenciación (RD-L 2/2013), nuevas exigencias huecos de tensión y telemando (RD 1565/2010)… Hasta cierto límite de horas anuales RD 1614/2010: Eólica y termosolar RD-L 14/2010: Fotovoltaica Ley 15/2012: Termosolar excluye el apoyo con gas
  3. 3. A PARTIR DEL RD-L 9/2013 3 Desaparece el concepto 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
  4. 4. EL PROYECTO TIPO 4 El proyecto tipo gozará de una rentabilidad razonable: •Deuda pública a 10 años (mercado secundario, actualmente en torno al 4,5%) + 3% •Antes de impuestos. Ojo: excluye el nuevo impuesto de generación. Solo con este impacto la rentabilidad real del proyecto tipo es de en torno al 5% El borrador de RD de desarrollo de la ley pospone la definición de proyectos tipo a órdenes ministeriales que se publicarán en un plazo de 3 meses desde la publicación del RD. Mínimo: octubre. En mi opinión: diciembre. Podrá haber diferentes proyectos tipo según: •Tecnología •Potencia •Antigüedad •Subsistema eléctrico •Cualquier otra segmentación para garantizar rentabilidad razonable •Si es por tamaño, se cambiará el concepto de instalación (los huertos solares serán considerados una única planta)
  5. 5. LOS INGRESOS ANUALES DE LAS INSTALACIONES 5 I = Re + Mercado ± Vajdm + Iinv 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 sistemas eléctricos aislados no peninsulares). Permite a las plantas capturar parte del ahorro en el sistema que ocasionan al desplazar tecnologías más caras
  6. 6. LA RETRIBUCIÓN ESPECÍFICA 6 Re = Rinv * Potencia + Ro * Energía Donde: Rinv: retribución a la inversión del proyecto tipo correspondiente. Solo se cobra si se alcanza un cierto número de horas equivalentes de funcionamiento Potencia: nominal de la instalación (¿pico para las fotovoltaicas?) Ro: retribución a la operación, para las tecnologías que tengan “costes estimados de explotación superiores al precio estimado del mercado” Energía: neta generada
  7. 7. LA RETRIBUCIÓN A LA INVERSIÓN 7 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 periodo regulatorio (se revisa cada seis años). Normalmente: media de 24 meses anteriores; ; para el primer período: abril a junio de 2013; para la instalaciones existentes: media de 10 años anteriores (en torno al 4,42%) VR: vida residual de la instalación: vida útil del proyecto tipo menos los años transcurridos desde el año de puesta en servicio hasta el inicio del semiperiodo regulatorio (3 años) 1)1( )1(* ** VR VR T TT VNACRinv
  8. 8. EL VALOR NETO DEL ACTIVO (PLANTAS EXISTENTES) 8 Donde: VI: Valor de la inversión inicial de la instalación tipo (por unidad de potencia) p: años desde la puesta en marcha hasta el de inicio del período regulatorio Ingi: ingreso total por unidad de potencia de la instalación tipo en el año i Cexpi: coste de explotación por unidad de potencia de la instalación tipo en el año i p i ip ii p TCIngTVIVNA 1 )1(*)exp()1(*
  9. 9. EL COEFICIENTE DE AJUSTE 9 Donde: Ingfmi: estimación de ingreso futuro por venta en el mercado y retribución por operación por unidad de potencia de la instalación tipo en el año i 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 ingresos netos previstos correspondientes a la retribución a la inversión Ojo: no puede ser mayor que 1. Esto, si la retribución por operación es insuficiente, puede llevar a un recorte drástico de rentabilidad VNA T fCIngfmVR i i ii C 1 )1( )exp( 1
  10. 10. AJUSTE DE INGRESOS EN EL MERCADO 10 Se calcula una vez año si el precio medio anual 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” Se incrementa el 50% del déficit sobre el límite inferior “blando” y el 100% del “duro” A diferencia de todos los anterior, este ajuste no depende de la energía del proyecto tipo sino de la de cada planta real
  11. 11. CONCLUSIÓN 11 La rentabilidad real de las instalaciones va a depender fuertemente de las características que definen su proyecto tipo: Valor de la inversión inicial (VI) Ingresos estimados (pasados y futuros) Costes de explotación estimados  (pasados y futuros) Retribución a la operación Vida útil regulatorio Número mínimo de horas de funcionamiento Límites superiores e inferiores de precio del mercado Incentivo por reducción del coste de generación
  12. 12. EJEMPLO. DATOS DE PARTIDA 12 Planta fotovoltaica fija puesta en servicio en septiembre de 2008 (p=5 años) 1.500 horas equivalentes de funcionamiento (centro de la península) VI = 6 M€/MWp Ro = 0 Vida útil = 25 años VR = 20 años Ingresos pasados (Ing) Ing2009 = 720.000 €/MWp Ing2008 = ¼ de Ing2009 Ing2010= Ing2009 menos 1% (reducción de tarifa por efecto IPC) Ing2011= Ing2010 menos 20% (reducción por límite de horas primadas) Ing2012= Ing2011 más 2,7% (incremento de tarifa por efecto IPC) Ingresos futuros en mercado (Ingfm) PM mercado 2013: 41,69 €/MWh (propuesta OM revisión peajes) Incremento en adelante: 2% anual Costes de explotación (Cexp y Cexpf) Cexp2009 = 100.000 €/MWp (ojo: esto supone que los ingresos de mercado son insuficientes para cubrir los costes de explotación C>1) Cexp2008 = ¼ de Cexp2009 Cexp2010 y siguientes= Cexp2009 más 2% anual (ojo: no se considera impuesto a la producción)
  13. 13. EJEMPLO. RESULTADOS 13 Caso base: C antes de corrección = 1,09 Rinv2013 = 577.000 €/MWp I2013 = 640.000 €/MWp Ingresos* 2013 r/ 2012 = +9% Ingresos* 2013 r/ 2010 = -10% * A este recorte habría que añadir el impacto del impuesto sobre generación (7%) Caso base recortando el valor de inversión un 20%: C antes de corrección=1,13 Rinv2013 = 410.000 €/MWp I2013 = 472.000 €/MWp (-26% r/ caso base) Ingresos* 2013 r/ 2012 = -19% Ingresos* 2013 r/2010 = -34% Caso base recortando costes de explotación un 20%: C antes de corrección = 1,05 Rinv2013 = 568.000 €/MWp I2013 = 630.000 €/MWp (-2% r/ caso base) Ingresos* 2013 r/ 2012 = +8% Ingresos* 2013 r/ 2010 = -12% Caso base aumentado producción un 20%: C antes de corrección=1,07 Rinv2013 = 516.000 €/MWp I2013 = 590.000 €/MWp (-8% r/ caso base) Ingresos* 2013 r/ 2012 = -16% Ingresos* 2013 r/ 2010 = -31%
  14. 14. EJEMPLO. RESULTADOS (II) 14* A este recorte habría que añadir el impacto del impuesto sobre generación (7%) Caso base ampliando VU a 30 años: C antes de corrección = 1,10 Rinv2013 = 528.000 €/MWp I2013 = 590.000 €/MWp (-8% r/ caso base) Ingresos* 2013 r/ 2012 = +1% Ingresos* 2013 r/ 2010 = -17%
  15. 15. Avda. de Europa, 34 – B esc. Dcha. 3º. 28023 Madrid Tel. + 34 902 883 112 Fax + 34 917 892 799 contacto@geoatlanter.com ¡Sigamos hablando! @jorpow Muchas gracias por la atención Disclaimer  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.

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