E FECTOS SOBRE LA FOTOVOLTAICA DE LA ÚLTIMA REFORMA ENERGÉTICA EMPRENDIDA POR EL G OBIERNO Jorge Morales de Labra Jornada el futuro de la fotovoltaica.

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1 E FECTOS SOBRE LA FOTOVOLTAICA DE LA ÚLTIMA REFORMA ENERGÉTICA EMPRENDIDA POR EL G OBIERNO Jorge Morales de Labra Jornada el futuro de la fotovoltaica – Universidad de Extremadura 26 de marzo de 2014

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 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 E L PROYECTO TIPO 3 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

4 E L PROYECTO TIPO 4 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

5 D EFINICIÓN DE CONJUNTO 5 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

6 E L PROYECTO TIPO FV SEGÚN BORRADOR DE OM 6 Rango de potencia inicial de la instalación Rango de potencia del conjunto Tecnología de seguimientoAño de puesta en marcha ConvocatoriaTipo (I.1, I.2, II)Zona climáticaAño 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 661/2007 91 proyectos tipo RD 1578/2008 485 proyectos tipo RD 1578/2008 485 proyectos tipo

7 L OS INGRESOS ANUALES DE LAS INSTALACIONES 7 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

8 L A RETRIBUCIÓN ESPECÍFICA 8 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

9 L ÍMITES PROPUESTOS EN LA OM 9 Tecnología de seguimiento Horas máx. Ro Horas mín. Re Umbral mín. Re % mínimo T1 % mínimo T2 % mínimo T3 Fija1.64898957710%20%30% Seguimiento a 1 eje2.1021.26173610%20%30% Seguimiento a 2 ejes2.1241.27474310%20%30%

10 L A RETRIBUCIÓN A LA INVERSIÓN 10 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 Actualizada cada semiperíodo regulatorio (3 años) Actualizada cada semiperíodo regulatorio (3 años)

11 E L VALOR NETO DEL ACTIVO. PLANTAS EXISTENTES. 2014 11 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 Ing i : 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 Cexp i : 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%.

12 E L VALOR NETO DEL ACTIVO. R EVISIONES FUTURAS 12 Donde: j: semiperíodo regulatorio para el que se efectúa el cálculo. VNA j-1 : valor neto del activo fijado en el semiperíodo anterior T j-1 : tasa de retribución del semiperíodo anterior i: años del semiperíodo regulatorio anterior Ing i / Cexp i : ingreso total/coste de explotación por unidad de potencia de la instalación tipo en el año i estimado en el semiperíodo anterior Vajdm i : ajuste de ingresos en el mercado mayorista realizado para el año i

13 E L COEFICIENTE DE AJUSTE 13 Donde: Ingfm i : 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. Cexpf i : 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 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

14 E VOLUCIÓN DE LA RETRIBUCIÓN A LA INVERSIÓN 14 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

15 A JUSTE DE INGRESOS EN EL MERCADO 15 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) Finalmente se calculará sobre la energía del proyecto tipo

16 L ÍMITES DE PRECIO DE MERCADO PARA EL PRIMER SEMIPERÍODO 16 Valores en €/MWh 201420152016 Precio de mercado estimado495052 LS duro575860 LS blando535456 LI blando454648 LI duro414244 En la práctica: Valores en €/MWh 201420152016 Mínimo434446 Máximo555658 Surge la oportunidad de cerrar el precio de antemano a través de una cobertura, independiente de los límites

17 C ONCLUSIÓN 17 La rentabilidad real de las instalaciones depende fuertemente de las características que definen su proyecto tipo : Valor de la inversión inicialVida útil regulatoriaTasa de retribuciónIngresos estimados futurosCostes de explotación estimados futurosNúmero mínimo y umbral de horas de funcionamientoLímites superiores e inferiores de precio del mercadoIncentivo por reducción del coste de generaciónRetribución a la operación Inmodificable 6 años 3 años ≤ 1 año Frecuencia de actualización

18 A NÁLISIS DEL BORRADOR DE ORDEN MINISTERIAL 18 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 originalY 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

19 E JEMPLOS. RD 661/2007 19 Media de recorte de ingresos netos en 2014 respecto normativa original Horas de funcionamiento 1.5001.7001.8001.9002.0002.2002.400 Media 2007 S2E-33% Instalación ≤ 100 kW-33% Conjunto 5 kW < P ≤ 100 kW-33% 2008 FIJ-16%-24%-31%-24% Inst. ≤ 100 kW-19%-27%-34%-27% Conj. 100 kW < P ≤ 2 MW-16%-25%-32%-24% Conj. 2 MW < P ≤ 10 MW-24%-31%-38%-31% Conj. 5 kW < P ≤ 100 kW-18%-26%-33%-25% Inst. 100 kW < P ≤ 10 MW-11%-20%-27%-19% Conj. 100 kW < P ≤ 2 MW-8%-17%-25%-17% Conj. 2 MW < P ≤ 10 MW-14%-23%-30%-22% S1E-17%-24%-30%-23% Inst. ≤ 100 kW-20%-26%-32%-26% Conj. 100 kW < P ≤ 2 MW-17%-24%-30%-24% Conj. 2 MW < P ≤ 10 MW-27%-33%-38%-32% Conj. 5 kW < P ≤ 100 kW-15%-22%-28%-22% Inst. 100 kW < P ≤ 10 MW-12%-20%-26%-19% Conj. 100 kW < P ≤ 2 MW-7%-15%-21%-14% Conj. 2 MW < P ≤ 10 MW-18%-25%-30%-24% S2E-22%-28%-33%-27% Inst. ≤ 100 kW-26%-32%-37%-32% Conj. 100 kW < P ≤ 2 MW-24%-29%-35%-29% Conj. 2 MW < P ≤ 10 MW-30%-35%-40%-35% Conj. 5 kW < P ≤ 100 kW-26%-31%-36%-31% Inst. 100 kW < P ≤ 10 MW-15%-21%-27%-21% Conj. 100 kW < P ≤ 2 MW-14%-21%-27%-21% Conj. 2 MW < P ≤ 10 MW-15%-22%-27%-21% Media-16%-24%-17%-31%-23%-29%-33%-25%

20 E JEMPLOS. RD 1578/2008 20 Media de recorte de ingresos netos en 2014 respecto normativa original Zona / Horas de funcionamiento Z1Z2Z3Z4Z5Media Convocatoria/Tipo1.5001.6001.7001.8001.9002.2002.400 1C 2009 I.1-14%-25%-30%-33%-36%-27% I.2 20 kW < P ≤ 1 MW-8%-19%-24%-29%-33%-23% I.2 P > 1 MW-23%-33%-35%-30% II FIJ-22%-28%-30%-34%-38%-31% 2C 2009 II FIJ-18%-24%-32% -36%-30% 3C 2009 II FIJ-37% 4C 2009 II FIJ-37% 1C 2010 II FIJ-32% 2C 2010 II FIJ-32% 3C 2010 II FIJ-31% 4C 2010 II FIJ-24% 1C 2011 II FIJ-26% 2C 2011 II FIJ-13% 3C 2011 II FIJ-14% 4C 2011 II FIJ-13% II S1E-10% II S2E-10% Media-14%-24%-29%-32%-31%-10% -27%

21 Y ADEMÁS, SE COBRARÁ CON RETRASO 21 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.

22 E VOLUCIÓN DE LOS DESAJUSTES 22 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 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 certificará la parte pendiente de cobro En la práctica recomiendo tener disponible una línea de crédito de un 8% de la facturación anual para atender los desajustes de tesorería interanuales

23 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.