Presentación realizada el 24 de septiembre de 2013 en UNEF sobre el impacto sobre las renovables de la reforma energética propuesta por el gobierno en julio de 2013. Versión actualizada respecto de la de julio del mismo año incluyendo nuevos ejemplos.

1. EFECTOS DE LA PROPUESTA DE REAL DECRETO DE RENOVABLES.
EJEMPLO PARA UNA INSTALACIÓN FOTOVOLTAICA
Jorge Morales de LabraJornada UNEF sobre FV tras RD-L 9/2013
y reforma energética
24 de septiembre de 2013

2. 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

3. EL PROYECTO TIPO
3
El proyecto tipo (no los proyectos individuales) gozará de una
rentabilidad razonable
La rentabilidad razonable “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,
desconociendo si en ellos se incluye el nuevo impuesto a la
generación
El concepto de rentabilidad razonable, incluyendo la tasa
financiera, es revisable cada 6 años

4. EL PROYECTO TIPO
4
Sus parámetros se definirán por orden
ministerial (no prevista antes de diciembre)
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
Si se distingue por potencia, los huertos solares
pasarán a considerarse por la conjunta

5. LOS INGRESOS ANUALES DE LAS INSTALACIONES
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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
I = Re + Mercado ± Vajdm + IInv

6. LA RETRIBUCIÓN ESPECÍFICA
6
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
Re = Rinv * Potencia + Ro * Energía

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. EVOLUCIÓN DE LA RETRIBUCIÓN A LA INVERSIÓN
8
Se recalcula cada tres años.
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

9. EL VALOR NETO DEL ACTIVO (PLANTAS EXISTENTES)
9
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(*

10. EL COEFICIENTE DE AJUSTE
10
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 margen previsto correspondiente a la retribución a la inversión
VNA
T
fCIngfmVR
i
i
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

11. AJUSTE DE INGRESOS EN EL MERCADO
11
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 entre el “duro” y el “blando”
Se incrementa el 50% del déficit sobre el límite inferior “blando”
y el 100% entre el “duro” y el “blando”
A diferencia de todos los anterior, este ajuste no depende de la
energía del proyecto tipo sino de la de cada planta real

12. EL INCENTIVO POR REDUCCIÓN DEL COSTE DE
GENERACIÓN
12
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

13. SUPRESIÓN DE LA MORATORIA FUERA DE LA PENÍNSULA
13
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 (pre-registro hasta
alcanzar 460 MW)
Pendiente de desarrollo mediante orden ministerial.
Previsiblemente el producto subastado será:
el porcentaje de reducción de Rinv de la instalación tipo

14. CONCLUSIÓN
14
La rentabilidad real de las instalaciones va a
depender fuertemente de las características que
definen su proyecto tipo:
Valor de la inversión inicial
Ingresos estimados (pasados y futuros)
Costes de explotación estimados (pasados y futuros)
Retribución a la operación
Vida útil regulatoria
Número mínimo de horas de funcionamiento
Límites superiores e inferiores de precio del mercado
Incentivo por reducción del coste de generación

15. EJEMPLO. DATOS DE PARTIDA
15
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)

16. EJEMPLO. RESULTADOS
16
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%

17. EJEMPLO. RESULTADOS (II)
17* 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%

18. PROPUESTA ORDEN NO PENINSULARES. BALEARES
18
Fotovoltaica sobre suelo
Mallorca-Menorca
VI = 0,608 €/Wp
C = 0,30
Rinv2014 = 16.378 €/MWp
VU = 25 años
RO = 0
IInv = 0
LI1 = 44 €/MWh; LI2 = 40 €/MWh
LS1 = 52 €/MWh; LS2 = 56 €/MWh
Instalación fija (1.700 h)
Cexp2014 = 39.700 €/MWp
I2014 = 87.750 €/MWp 52 €/MWh
Seguimiento biaxial (2.200 h)
Cexp2014 = 60.700 €/MWp
I2014 = 108.750 €/MWp 49 €/MWh
Instalación fija (1.700 h)
Cexp2014 = 53.300 €/MWp
I2014 = 101.350 €/MWp 60 €/MWh
Mercado2014 = 42
€/MWh
creciendo al 2%
anual
Mercado2014 = 50
€/MWh
creciendo al 2%
anual
Por cierto, la eólica (2.500 h), cobraría 70 €/MWh con
el pool a 50 €/MWh. ¿Es la fotovoltaica inmadura?

19. PROPUESTA ORDEN NO PENINSULARES. CANARIAS
19
Ingresos de la instalación tipo fotovoltaica en
suelo de 2014 equivalentes a
entre 70 y 84 €/MWh
Todo ello, no olvide, máximo
(hay que ganar el concurso) y
revisable cada tres años
Mientras, la generación convencional ha cobrado
de media en 2012 :
56 €/MWh en la Península,
145 €/MWh en Baleares
y 222 €/MWh en Canarias

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