Análisis del impacto sobre la fotovoltaica de la reforma eléctrica emprendida por el gobierno de España en 2013. Incluye efecto de financiación del déficit de tarifa

1. EFECTOS SOBRE LA FOTOVOLTAICA DE LA ÚLTIMA
REFORMA ENERGÉTICA EMPRENDIDA POR EL GOBIERNO
Jorge Morales de LabraJornada 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
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 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. EL 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. DEFINICIÓN 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. EL PROYECTO TIPO FV SEGÚN BORRADOR DE OM
6
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
485 proyectos tipo

7. LOS 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. LA 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. LÍMITES PROPUESTOS EN LA OM
9
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%

10. LA 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
1)1(
)1(*
** VR
VR
T
TT
VNACRinv
Actualizada cada
semiperíodo regulatorio
(3 años)

11. EL 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
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(*

12. EL VALOR NETO DEL ACTIVO. REVISIONES FUTURAS
12
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

13. EL COEFICIENTE DE AJUSTE
13
Donde:
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
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

14. EVOLUCIÓN 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. AJUSTE 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. LÍMITES DE PRECIO DE MERCADO PARA EL PRIMER
SEMIPERÍODO
16
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
Surge la
oportunidad de
cerrar el precio
de antemano a
través de una
cobertura,
independiente
de los límites

17. CONCLUSIÓN
17
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

18. ANÁLISIS 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 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

19. EJEMPLOS. RD 661/2007
19
Media de recorte de ingresos
netos en 2014 respecto
normativa original
Horas de funcionamiento
1.500 1.700 1.800 1.900 2.000 2.200 2.400
Media
2007
S2E -33% -33%
Instalación ≤ 100 kW -33% -33%
Conjunto 5 kW < P ≤ 100 kW -33% -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. EJEMPLOS. RD 1578/2008
20
Media de recorte de
ingresos netos en 2014
respecto normativa original
Zona / Horas de funcionamiento
Z1 Z2 Z3 Z4 Z5 Media
Convocatoria/Tipo 1.500 1.600 1.700 1.800 1.900 2.200 2.400
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% -32% -36% -30%
3C 2009
II FIJ -37% -37%
4C 2009
II FIJ -37% -37%
1C 2010
II FIJ -32% -32%
2C 2010
II FIJ -32% -32%
3C 2010
II FIJ -31% -31%
4C 2010
II FIJ -24% -24%
1C 2011
II FIJ -26% -26%
2C 2011
II FIJ -13% -13%
3C 2011
II FIJ -14% -14%
4C 2011
II FIJ -13% -13%
II S1E -10% -10%
II S2E -10% -10%
Media -14% -24% -29% -32% -31% -10% -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. EVOLUCIÓN 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

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 El documento ha cerrado su alcance y tiene como único
destinatario al Organizador de las Jornadas, quedando el
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aspecto, tratado en el Documento o no, pero siempre bajo
otro contrato y con las condiciones que allí se establezcan.