Este documento resume los principales cambios regulatorios en energías renovables introducidos por la reforma eléctrica de julio de 2013 en España. A partir de ahora, la retribución a las instalaciones renovables dependerá principalmente de la potencia instalada y se calculará en base a un proyecto tipo con una rentabilidad razonable del 4,5% más 3%. La rentabilidad real dependerá de los parámetros del proyecto tipo correspondiente a cada tecnología.

1. INTRODUCCIÓN A LOS CAMBIOS REGULATORIOS EN
RENOVABLES, DERIVADOS DE LA REFORMA ELÉCTRICA DE
JULIO DE 2013…
… EN LAS ISLAS
Jorge Morales de LabraCámara de Comercio de Lanzarote
7 de agosto de 2013

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. 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:
una retribución que depende básicamente de
la potencia de la instalación
y que se calcula a partir de un proyecto tipo

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: puede excluir el nuevo impuesto de
generación. Solo con este impacto la rentabilidad real del proyecto
tipo sería 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 potencia, se cambiará el concepto de instalación (los
huertos solares serán considerados una única planta)

5. LOS INGRESOS ANUALES DE LAS INSTALACIONES
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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. LA RETRIBUCIÓN ESPECÍFICA
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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. 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 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
Atención: Recalculada
cada tres años. Las
simulaciones arrojan
incrementos muy inferiores
al IPC-0,5%

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. 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. 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. EL INCENTIVO POR REDUCCIÓN DEL COSTE DE GENERACIÓN
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Donde:
Cvg: Coste variable de generación (¿en qué subsistema, para qué año?)
Egbc: Energía generada en barras de central (¿incluye la de las propias instalaciones
retribuidas?)
Nh: Nº de horas equivalentes de funcionamiento (¿reales, o del proyecto tipo?
Mercado: precio medio del mercado (¿de la planta, con corrección?
B: porcentaje de ahorro que se traspasa a la planta (orden ministerial, ¿15%?)
BMercadoRo
Nh
Rinv
Egbc
Cvg
IInv i
i
*
Solo para sistemas no peninsulares aislados y siempre que los ingresos totales de las
plantas sean sensiblemente inferiores ¿40%? al coste variable de generación.
Está MUY MAL definido. Persisten muchas dudas sobre cómo va a calcularse

12. SUPRESIÓN DE LA MORATORIA FUERA DE LA PENÍNSULA
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Finalmente se desarrolla para territorios no peninsulares la
excepción prevista en el art. 3 del RD-Ley 1/2012 (moratoria
renovables); pero solo para eólica en tierra y fotovoltaica
Se realizará mediante “mecanismo concurrencial” (concurso
o subasta) salvo eólica en Canarias
Pendiente de desarrollo mediante orden ministerial

13. CONCLUSIÓN
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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

14. EJEMPLO. DATOS DE PARTIDA
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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)

15. EJEMPLO. RESULTADOS
15
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%

16. EJEMPLO. RESULTADOS (II)
16* 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%

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