Impacto sobre la tecnología fotovoltaica de la reforma del sector de las renovables propuesta por el Gobierno de España en julio de 2013. Actualizada con el borrador de orden ministerial que la detalla enviado el 31 de enero de 2014.

1. LA FOTOVOLTAICA TRAS LA REFORMA DE 2013.
ACTUALIZADA CON BORRADOR DE OM 31/01/2014
Jornada UNEF
26 de febrero de 2014
Jorge Morales de Labra

2. A PARTIR DEL RD-L 9/2013
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
2

3. EL PROYECTO TIPO
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
3

4. EL PROYECTO TIPO
Sus parámetros se definen por orden ministerial
Pero el sistema está en vigor desde el 14 de julio
desde entonces son “a cuenta”
los cobros
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
4
lugar de la de cada instalación

5. DEFINICIÓN DE CONJUNTO
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
5

6. EL PROYECTO TIPO FV SEGÚN BORRADOR DE OM
RD 661/2007
91 proyectos tipo
RD 1578/2008
485 proyectos tipo
Rango de potencia inicial de
la instalación
Convocatoria
Tipo (I.1, I.2, II)
Rango de potencia del
conjunto
Tecnología de seguimiento
Zona climática
Año de puesta en marcha
Rango de potencia del conjunto (solo para
tipo I.2)
Año de puesta en marcha
Tecnología de seguimiento (solo para tipo6II)

7. LOS INGRESOS ANUALES DE LAS INSTALACIONES
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 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
7

8. LA RETRIBUCIÓN ESPECÍFICA
Re = Rinv * Potencia + Ro * Energía
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
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
8

9. LÍMITES PROPUESTOS EN LA OM
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%
Tecnología de
seguimiento
9

10. LA RETRIBUCIÓN A LA INVERSIÓN
VR
T * (1 T )
Rinv C *VNA *
VR
(1 T )
1
Actualizada cada
semiperíodo regulatorio
(3 años)
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
10

11. EL VALOR NETO DEL ACTIVO. PLANTAS EXISTENTES. 2014
p
VNA VI * (1 T )
p
( Ing i C exp i ) * (1 T )
p i
i 1
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 11
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%.

12. EL VALOR NETO DEL ACTIVO. REVISIONES FUTURAS
3
VNA j
VNA j 1 * (1 T j 1 )
3
( Ing i C exp i Vadjmi ) * (1 T j 1 )3
i 1
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
12
i

13. EL COEFICIENTE DE AJUSTE
VR ( Ingfm
i
Donde:
C 1
i 1
C exp f i )
(1 T ) i
VNA
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
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
13

14. AJUSTE DE INGRESOS EN EL MERCADO
Finalmente se calculará sobre la energía del proyecto tipo
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)
14

15. LÍMITES DE PRECIO DE MERCADO PARA EL PRIMER
SEMIPERÍODO
2014
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
2014
2015
2016
43
44
46
Valores en €/MWh
En la práctica:
Valores en €/MWh
Mínimo
Surge la
oportunidad de
cerrar el precio
de antemano a
través de una
cobertura,
independiente
de los límites
15
Máximo
55
56
58

16. CONCLUSIÓN
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 funcionamiento
Frecuencia de
actualización
Inmodificable
6 años
Límites superiores e inferiores de precio del mercado
Incentivo por reducción del coste de generación
Retribución a la operación
3 años
≤ 1 año
16

17. ANÁLISIS DEL BORRADOR DE ORDEN MINISTERIAL
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
17
especialmente perjudicados

18. EJEMPLOS. RD 661/2007
Media de recorte de ingresos
netos en 2014 respecto
normativa original
2007
S2E
Instalación ≤ 100 kW
Conjunto 5 kW < P ≤ 100 kW
2008
FIJ
Inst. ≤ 100 kW
Conj. 100 kW < P ≤ 2 MW
Conj. 2 MW < P ≤ 10 MW
Conj. 5 kW < P ≤ 100 kW
Inst. 100 kW < P ≤ 10 MW
Conj. 100 kW < P ≤ 2 MW
Conj. 2 MW < P ≤ 10 MW
S1E
Inst. ≤ 100 kW
Conj. 100 kW < P ≤ 2 MW
Conj. 2 MW < P ≤ 10 MW
Conj. 5 kW < P ≤ 100 kW
Inst. 100 kW < P ≤ 10 MW
Conj. 100 kW < P ≤ 2 MW
Conj. 2 MW < P ≤ 10 MW
S2E
Inst. ≤ 100 kW
Conj. 100 kW < P ≤ 2 MW
Conj. 2 MW < P ≤ 10 MW
Conj. 5 kW < P ≤ 100 kW
Inst. 100 kW < P ≤ 10 MW
Conj. 100 kW < P ≤ 2 MW
Conj. 2 MW < P ≤ 10 MW
Media
Horas de funcionamiento
1.500
1.700
1.800
1.900
2.000
2.200
2.400
Media
-33%
-33%
-33%
-16%
-19%
-16%
-24%
-18%
-11%
-8%
-14%
-24%
-27%
-25%
-31%
-26%
-20%
-17%
-23%
-24%
-30%
-32%
-30%
-38%
-28%
-26%
-21%
-30%
-28%
-32%
-29%
-35%
-31%
-21%
-21%
-22%
-29%
-24%
-27%
-24%
-31%
-25%
-19%
-17%
-22%
-23%
-26%
-24%
-32%
-22%
-19%
-14%
-24%
-27%
-32%
-29%
-35%
-31%
-21%
-21%
-21%
-25%
-31%
-34%
-32%
-38%
-33%
-27%
-25%
-30%
-17%
-20%
-17%
-27%
-15%
-12%
-7%
-18%
-16%
-33%
-33%
-33%
-17%
-31%
-24%
-26%
-24%
-33%
-22%
-20%
-15%
-25%
-22%
-26%
-24%
-30%
-26%
-15%
-14%
-15%
-23%
-33%
-37%
-35%
-40%
-36%
-27%
-27%
-27%
-33%
18

19. EJEMPLOS. RD 1578/2008
Media de recorte de
ingresos netos en 2014
respecto normativa original
Convocatoria/Tipo
1C 2009
I.1
I.2 20 kW < P ≤ 1 MW
I.2 P > 1 MW
II FIJ
2C 2009
II FIJ
3C 2009
II FIJ
4C 2009
II FIJ
1C 2010
II FIJ
2C 2010
II FIJ
3C 2010
II FIJ
4C 2010
II FIJ
1C 2011
II FIJ
2C 2011
II FIJ
3C 2011
II FIJ
4C 2011
II FIJ
II S1E
II S2E
Media
Zona / Horas de funcionamiento
Z1
Z2
Z3
Z4
Z5
1.500
1.600
1.700
1.800
1.900
-14%
-8%
-30%
-24%
-22%
-25%
-19%
-23%
-28%
-30%
-33%
-29%
-33%
-34%
-36%
-33%
-35%
-38%
-27%
-23%
-30%
-31%
-18%
-24%
-32%
-32%
-36%
-30%
-37%
-37%
-37%
-37%
-32%
-32%
-32%
-32%
-31%
-31%
-24%
-24%
-26%
-26%
-13%
-13%
-14%
-14%
-13%
-13%
-10%
-10%
-27%
2.200
Media
2.400
-10%
-14%
-24%
-29%
-32%
-31%
-10%
-10%
-10%
19

20. 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
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