Este documento describe el nuevo marco regulatorio para la fotovoltaica en España establecido por el Real Decreto-ley 9/2013. Se sustituye la prima por energía producida por una retribución basada en la potencia que depende de un proyecto tipo con una rentabilidad razonable. Esto ha supuesto importantes recortes en los ingresos de las instalaciones fotovoltaicas existentes. El documento analiza los parámetros clave que determinan la rentabilidad real de cada instalación y ofrece ejemplos que muestran recortes

1. EL OSCURO PRESENTE Y EL PROMETEDOR FUTURO PARA LA
FOTOVOLTAICA EN ESPAÑA
Jorge Morales de LabraJornada retos para renovables ante el
hachazo del nuevo marco regulatorio –
USURBILGO LANBIDE ESKOLA
5 de junio de 2014

2. ÍNDICE
2
Descripción de la nueva normativa de
retribución a las renovables para la
fotovoltaica
Análisis de la situación
Perspectivas de futuro

3. A PARTIR DEL RD-LEY 9/2013
3
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

4. EL PROYECTO TIPO
4
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

5. EL PROYECTO TIPO
5
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

6. DEFINICIÓN DE CONJUNTO
6
Se consideran pertenecientes al mismo CONJUNTO las instalaciones que
cumplen, simultáneamente, las siguientes características:
1/ Conectarse en un mismo punto (subestación o centro de transformación) de la
red, o disponer de línea o transformador 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

7. EL PROYECTO TIPO FV SEGÚN BORRADOR DE
OM
7
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 661/2007
91 proyectos tipo
RD 1578/2008
487 proyectos tipo

8. LOS INGRESOS ANUALES DE LAS INSTALACIONES
HASTA EL FINAL DE SU VIDA ÚTIL REGULATORIA
8
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

9. LA RETRIBUCIÓN ESPECÍFICA
9
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

10. LÍMITES PROPUESTOS EN LA OM
10
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%

11. LA RETRIBUCIÓN A LA INVERSIÓN
11
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
TT
VNACRinv
Actualizada cada
semiperíodo regulatorio
(3 años)

12. EL VALOR NETO DEL ACTIVO. PLANTAS EXISTENTES. 2014
12
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
ip
ii
p
TCIngTVIVNA
1
)1(*)exp()1(*

13. EL VALOR NETO DEL ACTIVO. REVISIONES FUTURAS
13
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
3
1
3
11 )1(*)exp()1(*
i
i
jiiijjj TVadjmCIngTVNAVNA

14. EL COEFICIENTE DE AJUSTE
14
Donde:
Ingfmi: estimación de ingreso futuro por venta en el mercado por unidad de potencia
de la instalación tipo en el año i. Se calculará como la media de los mercados de
futuros durante un período de 6 meses anteriores a la fecha del cálculo. 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
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

15. EVOLUCIÓN DE LA RETRIBUCIÓN A LA INVERSIÓN
15
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

16. AJUSTE DE INGRESOS EN EL MERCADO
16Cálculo anual sobre la energía de proyecto tipo. Aplicado cada 3 años.
La planta asume el 100% del riesgo de precio entre los límites débiles y
el 50% entre los fuertes y los débiles

17. LÍMITES DE PRECIO DE MERCADO PARA EL PRIMER
SEMIPERÍODO
17
Valores en €/MWh
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
En la práctica:
Valores en €/MWh
2014 2015 2016
Mínimo 43 44 46
Máximo 55 56 58
Hay que
plantearse
cerrar el
precio de
antemano a
través de una
cobertura,
independiente
de los límites

18. EN RESUMEN
18
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
Límites 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

19. ANÁLISIS DEL BORRADOR DE ORDEN
MINISTERIAL
19
La heterogeneidad en los recortes es muy importante
Para homogeneizar, conviene analizar 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

20. EJEMPLOS. RD 661/2007
20
Fuente: UNEF. Análisis borrador OM 19/05/2014 (remitida al Consejo de Estado)

21. EJEMPLOS. RD 1578/2008
21
Fuente: UNEF. Análisis borrador OM 19/05/2014 (remitida al Consejo de Estado)

22. Y ADEMÁS, SE COBRARÁ CON RETRASO
22
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.

23. EVOLUCIÓN DE LOS DESAJUSTES
23
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 la 2, del 44,8%,
en la 3, del 55,6%...
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 solo detalla “informalmente” la cantidad pendiente de cobro, lo que dificulta su
financiación
En la práctica implica tener disponible una línea de crédito de en torno al 8% de la
facturación anual para atender los desajustes de tesorería interanuales

24. Y FINALIZADA LA VIDA ÚTIL REGULATORIA
24
Las plantas cobrarán el precio de mercado
Esto es, el precio de la central más cara que es necesaria para satisfacer la demanda de cada
hora. Actualmente: gas o carbón
Una de las ventajas de las renovables es que aportan estabilidad a los precios de la energía.
¿Tiene sentido que su retribución una vez amortizadas dependa del precio de los
combustibles fósiles?
Es más, ¿tiene sentido que hasta entonces una parte de sus ingresos dependan de éstos?

25. A JUZGAR POR LA OPINIÓN DE BRUSELAS, SÍ
25
Extracto de las reglas de la Comisión Europea sobre el apoyo público para la protección
medioambiental y la energía
Bruselas, 9 de abril de 2014
“The guidelines also foresee the gradual replacement of feed-in tariffs by feed-in premiums,
which expose renewable energy sources to market signals.”
Esto es, adaptar las renovables al mercado en lugar del mercado a las renovables

26. PERO ESTAMOS DE BUENA SUERTE: MOMENTO HISTÓRICO
26
Por primera vez es más barato producir energía con
renovables en los edificios que comprarla de la red
Y, además, balance arrollador de “externalidades “
(efectos sociales y medioambientales no incorporados en el precio)
-77%
Espectacular reducción de costes de las
renovables
Precio panel fotovoltaico. Fuente: Navigant
+370
%
Costes crecientes de combustibles fósiles
Crudo Brent. Fuente: U.S. EIA

27. INCLUSO A NIVEL MAYORISTA
27Más información: http://jorgemoralesdelabra.wordpress.com/2014/01/27/y-
aun-dicen-que-las-renovables-son-caras/
Tecnología Lugar Fecha Precio (€/MWh)
Nueva nuclear Reino Unido 2023p 109
Gas
(ojo: coste, no
precio)
España 2012 98
Carbón nacional España 2014 95
Nueva eólica Mallorca 2014p 68
Nueva
fotovoltaica
Mallorca 2014p 58

28. OBJETIVOS UNIÓN EUROPEA PARA 2020
28
20% de reducción de emisiones de gases de efecto invernadero respecto de niveles de 1990
(vinculante y particularizado para cada estado miembro: para España es el 20%)
20% de renovables sobre la demanda de energía final (vinculante y particularizado para cada
estado miembro: para España es el 20%)
20% de mejora en la eficiencia energética renovables sobre la demanda de energía final
respecto de las previsiones (indicativo para cada estado miembro: para España es el 25%)

29. EVOLUCIÓN OBJETIVO DE RENOVABLES EN ESPAÑA
29
0
5
10
15
20
25
2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
% Renovables r/ consumo final en España
Real Objetivo
Los objetivos intermedios de los primeros años se han
cumplido (de hecho, ya se cumplían cuando se pactaron en
2008: se vive de la “herencia”); pero son necesarias más
renovables a partir de 2017

30. Y NO SOLO EN ESPAÑA…
30
Fuente: ECOFYS. Informe para la Comisión Europea sept. 2012
Se espera en torno
a un 13% en
España en 2020
(máximo 17% con
nuevas políticas) y
un 15% en la UE
(máximo 17%)

31. CONCLUSIONES
31
El actual Gobierno está dinamitando las energías renovables hundiendo su línea de flotación
(la seguridad jurídica)
Pero algunas tecnologías, singularmente la fotovoltaica y la eólica, han “hecho sus deberes” y
están en condiciones de competir en precios con las tradicionales sin ni siquiera reconocer su
balance de externalidades
Esta circunstancia está afectando sustancialmente a las estrategias de las compañías
tradicionales a nivel internacional
La mayor penetración de renovables en el mercado va a ser difícil, sobre todo si
regulatoriamente se insiste en forzarlas a funcionar bajo reglas ideadas para combustibles
fósiles
Pero el balance es tan arrollador, que las barreras caerán.
Al fin y al cabo, no se puede engañar a todo el mundo todo el tiempo (Abraham Lincoln)

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 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.