1. INTRODUCCIÓN - Instituto de Investigacion … · biodegradables de instalaciones industriales o de lodos de depuración de aguas residuales, así como el recuperado en los vertederos

Tesis final del Máster en Gestión Técnica y Económica del Sector Eléctrico

El Régimen Especial en el sistema eléctrico español: Comparativa económica del tratamiento regulatorio entre distintas alternativas de generación acogidas

al Régimen Especial 2

1. INTRODUCCIÓN

1.1 El Régimen Especial

El desarrollo del que es conocido hoy como Régimen Especial, nace como

consecuencia de los compromisos adquiridos por España para la reducción de gases

de efecto invernadero además de establecer una mejora de la eficiencia energética y

proteger al medio ambiente, diferenciándose de este modo del Régimen Ordinario en

el que se integran las energías convencionales.

Este tipo de energías “verdes” se caracterizan por el tipo de remuneración que

reciben, pues en el caso de que la venta de excedentes sea vía mercado ingresan

una cantidad adicional frente a la generación en Régimen Ordinario, la prima,

convirtiéndolas en energías muy atractivas a la hora de invertir por los fuertes

ingresos embolsados.

También presentan la posibilidad de vender sus excedentes a la compañía

distribuidora a un porcentaje (según tipo de tecnología y potencia, en algunos casos)

sobre la Tarifa Media de Referencia, lo que supone una mayor predictibilidad y

estabilidad de las retribuciones, asegurando una rentabilidad mínima al promotor.

Las fuentes de energía acogidas al Régimen Especial se clasifican, según el Real

Decreto 436/04 de 27 de marzo de 2004, en 4 categorías:

Categoría a), que a su vez se clasifica en dos grupos:

• Grupo a.1 Instalaciones que incluyan una central de cogeneración. Dicho

grupo se divide en dos subgrupos:

Subgrupo a.1.1 Cogeneradores que utilicen como combustible el gas natural,

siempre que éste suponga al menos el 95% de la energía primaria utilizada,

medida por el poder calorífico inferior

Subgrupo a.1.2 Resto de cogeneraciones




• Grupo a.2 Instalaciones que incluyan una central que utilice energías

residuales procedentes de cualquier instalación, máquina o proceso industrial

cuya finalidad no sea la producción de energía eléctrica.

Categoría b) Instalaciones que utilicen como energía primaria alguna de las

energías renovables no consumibles, biomasa, o cualquier tipo de biocarburantes,

siempre y cuando su titular no realice actividades de producción de régimen

ordinario

• Grupo b.1 Instalaciones que utilicen como energía primaria la energía solar.

Dicho grupo se divide en dos subgrupos:

Subgrupo b.1.1 Instalaciones que únicamente utilicen como energía primaria

la solar fotovoltaica

Subgrupos b.1.2 Instalaciones que utilicen como energía primaria para la

generación eléctrica la solar térmica. En estas instalaciones se podrán utilizar

equipos auxiliares que consuman gas natural o propano únicamente para el

mantenimiento de la temperatura del acumulador de calor. El consumo de

dicho combustible, en cómputo anual, deberá ser inferior al 12% de la

producción de electricidad y sólo durante los periodos de interrupción de la

generación eléctrica, si la instalación vende su energía de acuerdo a la

opción a) del artículo 22.1 de este Real Decreto. Dicho porcentaje podrá

llegar a ser el 15%, sin limitación temporal, si la instalación vende su energía

de acuerdo a la opción b) del artículo 22.1 del R.D. 436/04.

• Grupo b.2 Instalaciones que únicamente utilicen como energía primaria la

energía eólica. Dicho grupo se divide en dos subgrupos:

Subgrupo b.2.1 Instalaciones eólicas ubicadas en tierra

Subgrupo b.2.2 Instalaciones eólicas ubicadas en el mar

• Grupo b.3 Instalaciones que únicamente utilicen como energía primaria la

geotérmica, la de las olas, la de las mareas, la de las rocas calientes y secas,

la oceanotérmica y la energía de las corrientes marinas.




• Grupo b.4 Centrales hidroeléctricas cuya potencia instalada no sea superior

a 10 MW.

• Grupo b.5 Centrales hidroeléctricas cuya potencia instalada sea superior a 10

MW y no sea superior a 50 MW.

• Grupo b.6 Centrales que utilicen como combustible principal biomasa

procedente de cultivos energéticos, de residuos de las actividades agrícolas o

de jardinerías, o residuos de aprovechamientos forestales y otras operaciones

selvícolas en las masas forestales y espacios verdes, en los términos que

figuran en el anexo II del R.D. 436/04.


procedente de estiércoles, biocombustibles o biogas procedente de la

digestión anaerobia de residuos agrícolas y ganaderos, de residuos

biodegradables de instalaciones industriales o de lodos de depuración de

aguas residuales, así como el recuperado en los vertederos controlados, en los

términos que figuran en el anexo II del R.D. 436/04.


procedente de instalaciones industriales del sector agrícola y forestal, o mezcla

de los combustibles principales anteriores, en los términos que figuran en el

anexo II del R.D. 436/04.

Categoría c) Instalaciones que utilicen como energía primaria residuos con

valorización energética no contemplados en la categoría b). Dicha categoría se

divide en tres grupos:

• Grupo c.1 Centrales que utilicen como combustible principal residuos sólidos

urbanos.

• Grupo c.2 Centrales que utilicen como combustible principal otros residuos no

contemplados anteriormente.




• Grupo c.3 Centrales que utilicen como combustible residuos, siempre que

éstos no supongan menos del 50% de la energía primaria utilizada, medida por

el poder calorífico inferior.

A los efectos de las categorías b) y c) anteriores, se entenderá como combustible

principal aquel combustible que suponga, como mínimo, el 70% de la energía

primaria utilizada, medida por el poder calorífico inferior. Para el grupo b.8 de la

categoría b) el porcentaje anterior será el 90%.

Categoría d) Instalaciones que utilizan la cogeneración para el tratamiento y

reducción de residuos de los sectores agrícola, ganadero y de servicios, siempre

que supongan un alto rendimiento energético y satisfagan los requisitos que se

determinan en el anexo I del R.D. 436/04. Todas las instalaciones pertenecientes

a esta categoría tendrán una potencia instalada máxima de 25 MW. Dicha

categoría se divide en tres grupos:

• Grupo d.1 Instalaciones de tratamiento y reducción de purines de

explotaciones de porcino de zonas excedentarias.

• Grupo d.2 Instalaciones de tratamiento y reducción de lodos.

• Grupo d.3 Instalaciones de tratamiento y reducción de otros residuos, distintos

de los enumerados en los apartados anteriores.

A los efectos de la aplicación del grupo d.1, se entenderán como zonas excedentarias

de purines aquéllas en las que se producen sobrantes de purines respecto de su

tradicional uso como abono órgano- mineral de los cultivos, declaradas como tales

por los órganos competentes de las comunidades autónomas.

A los efectos de la aplicación del grupo d.2, se entenderán como lodos a aquellos

residuos que presenten las características siguientes:

- concentración total de sólidos de al menos 10.000 partes por millón

- contenido de humedad entre el 40% y el 99%




- que pueda circularse o bombardearse y que pueda presentar propiedades

tixotrópicas

Las instalaciones a las que se hace referencia en la presente tesis de máster

pertenecen a los grupos b), c) y d) de este Real Decreto, es decir, energías

renovables, residuos sólidos urbanos y cogeneración para el tratamiento de purines,

sobre los que se va a hacer una pequeña referencia a continuación.

1.1.1 Las energías renovables

Las energías renovables se pueden definir como aquellas energías que de forma

periódica están a disposición del hombre y que éste es capaz de aprovechar y

transformar en energía útil para satisfacer sus necesidades.

Es decir, se renuevan de forma continua, no sucediendo lo mismo con aquellas

fuentes energéticas que se basan en el uso de combustibles de origen fósil, como

pueden ser el petróleo, carbón, gas y uranio, de los que existen unas determinadas

disponibilidades agotables en un plazo más o menos largo.

Este tipo de energías son inagotables, ya que el origen de la mayoría de ellas es el

Sol. Esto significa que el Sol produce una serie de fenómenos naturales que, a su

vez, dan origen a los recursos en los que se basan los diferentes tipos de

aprovechamiento de energías renovables.

Aunque la alarma medioambiental es la que ha despertado mayor interés por el

desarrollo de estas energías, existen otros factores que propugnan la creciente

utilización de este tipo de fuentes energéticas, como son la preocupación por una

mayor independencia energética y la posible escasez de recursos fósiles.

El gran desafío de este tipo de tecnologías al que se enfrentarán durante los

próximos años se centrará en que la investigación e innovación tecnológica que se

desarrolle permita obtener unas eficiencias energéticas que hagan más competitivas

a las energías renovables.




1.1.2 Residuos Sólidos Urbanos

La humanidad genera permanentemente desechos. Los Residuos Sólidos Urbanos

(R.S.U.) se originan básicamente como consecuencia de la actividad humana.

Estos residuos son un gran problema para la sociedad, pues el incremento constante

de población en los grandes centros urbanos, la utilización de bienes materiales de

rápido envejecimiento y el uso generalizado de envases sin retorno, unido a la

desaparición de mercados de materiales de desecho o de segundo uso obligan a

plantear la eliminación de los mismos, lo que implica cambios en los

comportamientos sociales, así como nuevas estrategias de gestión, que son cada día

más complejas y costosas.

Debido a su producción continua y alto valor energético, se plantea su

aprovechamiento en procesos industriales que, con el máximo respeto al medio

ambiente, son capaces de operar con la menor incidencia para la población a la que

prestan servicio.

Una de las posibilidades de utilización de los residuos, es su valorización energética

mediante procesos de incineración (caso que se estudiará en esta tesis), termólisis,

pirólisis, etc.

El proceso de incineración de R.S.U. presenta las siguientes características:

- medioambientalmente el impacto producido por las plantas de incineración es

muy bajo. Por otra parte, la incineración disminuye la necesidad de vertederos

hasta entre un 80 y 90%, incrementando su vida útil y con un menor impacto

medioambiental




- tecnológicamente los sistemas a emplear están totalmente probados,

existiendo gran cantidad de plantas funcionando desde hace muchos años. Las

plantas de incineración, no descartan otros sistemas de tratamiento

(reciclaje, compostaje, vertedero) pero deben ser consideradas

complementarias con estos sistemas. La producción de energía eléctrica o

térmica mediante la incineración de R.S.U. no es nada despreciable,

contribuyendo al abastecimiento y diversificación energética: una familia media

produce basuras suficientes para generar hasta un 20% de su consumo

eléctrico anual

- en el terreno socioeconómico hay que hacer notar que las inversiones

asociadas a estas plantas permiten una potenciación de la industria nacional y

buena parte de ella está relacionada con el medioambiente.

1.1.3 Tratamiento de Purines

La cría de ganado porcino es una actividad relevante en el sector agroganadero

español, representando del orden del 14% de su producción. Esta actividad genera

un subproducto, los purines, que en ocasiones conlleva una problemática

medioambiental cuya gestión no puede ser resuelta en su totalidad por medios

tradicionales (abonado, compostaje) y que puede cuestionar la sostenibilidad del

sector.

En ciertas zonas de España con elevada concentración de porcino, el purín

excedente pierde su valor agronómico y se convierte en un residuo que, además de

dificultades de manejo por su alto contenido en agua (del orden del 94%), genera una

grave problemática medioambiental materializada en:

- contaminación del suelo por exceso de compuestos nitrogenados

- contaminación de las aguas superficiales por nitratos

- contaminación a la atmósfera por emisiones de amoniaco, metano y olores.




El efecto contaminante de los purines sobre las aguas superficiales y subterráneas

supera en un 50% al de la totalidad de las aguas residuales producidas por la

población española.

Las empresas asociadas a la ADAP (Asociación de Empresas para el Desimpacto

Ambiental de los Purines) han desarrollado una serie de tecnologías que, por medio

de procesos biológicos y físico- químicos permiten recuperar el contenido fertilizante

de los purines en forma de un producto sólido, estable, transportable y almacenable.

Adicionalmente, estas soluciones contribuyen a la eficacia global de la producción

energética del país y a la reducción de emisiones de CO2.

Resumidamente podemos incluir las plantas y sus tecnologías en tres grupos

principales:

- secado térmico con cogeneración utilizando como combustible gas natural

- secado térmico con cogeneración usando gas natural y producción de biogás

- producción de biogás y cogeneración utilizando el biogás.




2. OBJETIVO Y ALCANCE DE LA TESIS DE MASTER

El objetivo de la siguiente tesis de master es el establecer una comparación

económica basada en la realización de un análisis de viabilidad, un análisis de

sensibilidad y un análisis de riesgos de once tecnologías acogidas al denominado

Régimen Especial. Este estudio se hará para los dos posibles escenarios de venta de

energía eléctrica que establece el R.D. 436/04 (venta de energía eléctrica a través de

la distribuidora y venta de energía eléctrica a través del mercado).

La primera parte del documento es un estudio de viabilidad económica en el cual se

analiza la rentabilidad de proyectos representativos de generación eléctrica que

utilizan energías renovables, residuos sólidos urbanos y cogeneración para

tratamiento de purines. Dicha rentabilidad, está ligada a la inversión inicial, fiabilidad

del sistema y a los costes de operación y mantenimiento (en el caso de la biomasa,

además influirá considerablemente el coste de obtención y acondicionamiento de los

recursos). También se calculará el coste de generación de cada una de las

tecnologías para una Tasa Interna de Retorno del 8%, ya que se ha considerado que

para valores inferiores de la TIR, el titular de la planta no estaría dispuesto a invertir.

Una vez realizado el estudio de viabilidad, se realiza un análisis de sensibilidad

comprendido entre el – 15% y el + 15% de variación de las variables con el objetivo

de ver cómo evoluciona ante dichas variaciones la rentabilidad del proyecto, en

concreto la del Flujo de Caja Libre.

También se valorará el riesgo de que el proyecto no sea capaz de remunerar

adecuadamente a sus fuentes de financiación.

El objetivo final de la tesis será, una vez realizados estos análisis para cada uno de

los escenarios, establecer una comparativa entre las tecnologías con el fin de

conocer cuáles de ellas actualmente resultan más atractivas a la hora de invertir en

un proyecto acogido al Régimen Especial.




La metodología de cálculo desarrollada permitirá realizar un análisis de cómo deberá

ser la evolución de las tarifas, primas e incentivos para poder cumplir los objetivos

fijados en el Plan de Energías Renovables.




3. ASPECTOS ECONÓMICOS Y REGULATORIOS

LIGADOS AL RÉGIMEN ESPECIAL

3.1 El marco regulatorio del Régimen Especial en España

3.1.1 Antecedentes históricos

El hoy denominado Régimen Especial nace con la Ley 82/80 de Conservación de

Energía que, para el desarrollo de las pequeñas instalaciones de energías renovables

y de alto rendimiento energético, reguló dos aspectos básicos: el derecho a vender la

energía excedentaria a la red y a un precio definido reglamentariamente.

Hasta entonces, si bien había algunas instalaciones de generación eléctrica

propiedad de titulares distintos de las empresas eléctricas, no existían tales

obligaciones, y los precios y condiciones de la compra de energía se fijaban por

contratos libremente pactados entre las partes.

El desarrollo reglamentario de esta Ley durante la década de los ochenta fue

disperso, a base de órdenes ministeriales que posteriormente fueron derogadas. De

aquella época únicamente sigue en vigor la Orden Ministerial de Septiembre de 1985

sobre condiciones técnicas de la interconexión.

Fue el Real Decreto 2366/94 el que desarrolló la Ley de Conservación de la Energía

con un claro sentido codificador y vino a dar condiciones de estabilidad en el tiempo a

unos generadores que hasta entonces se desenvolvían en una situación de relativa

incertidumbre. En él se estableció que estas instalaciones podían ceder su energía

excedentaria a la empresa distribuidora más cercana, siendo su adquisición

obligatoria por la misma, siempre que fuera técnicamente viable. El precio de venta

de esta energía se fijaba en función de las tarifas eléctricas, dependiendo de la

potencia instalada y del tipo de instalación.




En noviembre de 1997 fue aprobada la Ley 54/97 del Sector Eléctrico que establece

las líneas generales para la liberalización del sector eléctrico. En ella quedan

diferenciados los productores de energía eléctrica en Régimen Ordinario, que

desarrollan su actividad en el mercado de producción, de los productores acogidos al

Régimen Especial. Para estos últimos, se establece la posibilidad de incorporar su

energía excedentaria al sistema (tal y como se regulaba en el Real

Decreto 2366/94), o participar directamente en el mercado de producción. En el

primer caso, las instalaciones perciben el precio medio final que pagan los

adquirentes en el mercado organizado más una prima. En el segundo caso, perciben

aparte de la prima, el precio marginal horario más la remuneración por garantía de

potencia y servicios complementarios que les pueda corresponder. Asimismo, se les

imputa, en su caso, el coste de los desvíos entre su energía casada en el mercado y

su producción real.

El Real Decreto 2017/97, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el

procedimiento de liquidación de los costes de transporte, distribución y

comercialización a tarifa, de los costes permanentes del sistema y de los costes de

diversificación y seguridad de abastecimiento, regula los procedimientos de

liquidación de los diferentes costes, entre ellos el coste de la prima del Régimen

Especial.

En diciembre de 1998, se publicó el Real Decreto 2818/98 sobre producción de

energía eléctrica por instalaciones abastecidas por recursos o fuentes de energía

renovables, residuos y cogeneración. En este Real Decreto se establece, en líneas

generales, la regulación concreta de la retribución de la energía vertida, ajustándose

a lo indicado en el párrafo anterior de la Ley. Las instalaciones que no participen en el

mercado de producción reciben, además, un complemento en función de la energía

reactiva cedida. Dicho Real Decreto establece que las primas deberán ser

actualizadas anualmente en función de una serie de parámetros (precio medio de

venta de la electricidad, variación interanual del tipo de interés, tarifa eléctrica, precio

del gas) y revisadas cada cuatro años.




El Plan de Fomento de Energías Renovables (PFER), elaborado por el Instituto para

la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE), fue aprobado por el Gobierno el 30

de diciembre de 1999, y establecía los objetivos de crecimiento necesarios en cada

una de las tecnologías consideradas como renovables, para conseguir que la

producción con estas energías represente el 12% del consumo español de energía

primaria en el año 2010.

El Real Decreto- Ley 6/00, de 23 de junio, de Medidas Urgentes de Intensificación de

la Competencia en Mercados de Bienes y Servicios, estableció la obligación para las

instalaciones del Real Decreto 2366/94 con una potencia superior a 50 MW, de

participar en el mercado de producción. Al mismo tiempo, fijó el objetivo de incentivar

la participación en el mercado del resto de instalaciones de Régimen Especial.

También se estableció la posibilidad de que estas instalaciones pudieran realizar

contratos de venta de energía con comercializadores.

El Real Decreto 1663/00, de 29 de septiembre, sobre conexión de instalaciones

fotovoltaicas a la red de baja tensión, simplificó las condiciones para la conexión de

estas instalaciones a la red. Para el resto de instalaciones de Régimen Especial,

sigue vigente la orden del Ministerio de Industria y Energía de 5 de septiembre de

1985.

El Real Decreto- Ley 2/01 modificó la disposición transitoria sexta de la Ley 54/97

ampliando el plazo de recuperación de los costes de transición a la competencia

hasta el año 2010. Según esto, el régimen transitorio establecido para las

instalaciones acogidas al Real Decreto 2366/94 se mantiene hasta ese año.

El Real Decreto 385/02, de 26 de abril, por el que se modifica el Real Decreto

2018/97, de 26 de diciembre, por el que se aprueba el Reglamento de puntos de

medida de los consumos y tránsitos de energía eléctrica, define el punto frontera

entre el generador en Régimen Especial y la red de transporte o distribución. En

particular, para las instalaciones de cogeneración, considera que con carácter

general debe haber un único punto de conexión entre la unidad productor-

consumidor y la red.




El Real Decreto 841/02, de 2 de agosto, por el que se regula para las instalaciones

de producción de energía eléctrica en Régimen Especial su incentivación en la

participación en el mercado de producción, determinadas obligaciones de información

de sus previsiones de producción, y adquisición por los comercializadores de su

energía eléctrica producida, se establece la obligatoriedad de participación en el

mercado para algunas instalaciones y se fija un procedimiento de acceso al mismo,

tanto para aquellas obligadas a participar como para las que desean acceder de

manera voluntaria. Se establece un incentivo transitorio para las instalaciones de

cogeneración que participan en el mercado, en función de su potencia y valor de la

tarifa general del gas natural. Se permite la opción de contratación entre generadores

en Régimen Especial y comercializadores, percibiendo la prima correspondiente por

la energía vendida. Por último, se establece una prima específica para las

instalaciones que utilicen únicamente como energía primaria para la generación

eléctrica energía solar térmica de 12 cent€/kWh.

El 13 de septiembre de 2002 se aprobó por Acuerdo del Consejo de Ministros el

“Documento de Planificación de los Sectores de Electricidad y Gas: Desarrollo de las

Redes de Transporte 2002- 2011” en el que se integran los objetivos de producción

del Plan de Fomento de Energías Renovables y se incorpora un nuevo objetivo para

la cogeneración, apreciándose un incremento de la participación de algunas de las

energías renovables en España en el periodo 2002- 2011.

El Real Decreto 1432/02, de 27 de diciembre, por el que se establece la metodología

para la aprobación o modificación de la tarifa eléctrica media o de referencia y se

modifican algunos artículos del Real Decreto 2017/97, de 26 de diciembre, por el que

se organiza y regula el procedimiento de liquidación de los costes de transporte,

distribución y comercialización a tarifa, de los costes permanentes del sistema y de

los costes de diversificación y seguridad de abastecimiento, fijó los criterios para

efectuar la actualización anual de la tarifa eléctrica media o de referencia.

Las primas del Real Decreto 2818/98 y los precios del Real Decreto 2366/94 que se

aplicaron en los años 2003 y 2004 fueron fijados en los Reales Decretos 1436/02, de




27 de diciembre, y 1802/03, de 26 de diciembre, por los que se establece la tarifa

eléctrica para 2003 y 2004, respectivamente.

3.1.2 Situación actual

El Real Decreto 436/04, de 12 de marzo, por el que se establece la metodología para

la actualización y sistematización del régimen jurídico y económico de la actividad de

producción de energía eléctrica en Régimen Especial, define un sistema basado en la

libre voluntad del titular de la instalación, que puede optar por vender su producción o

excedentes de energía eléctrica al distribuidor, percibiendo por ello una retribución en

forma de tarifa regulada, única para todos los periodos de programación, que se

define como un porcentaje de la tarifa eléctrica media o de referencia regulada en el

Real Decreto 1432/02, de 27 de diciembre, o bien por vender dicha producción o

excedentes directamente en el mercado diario, o a través de un contrato bilateral,

percibiendo en este caso el precio negociado en el mercado, más un incentivo por

participar en él y una prima, si la instalación concreta tiene derecho a percibirla. Este

incentivo y esta prima complementaria se definen también genéricamente como un

porcentaje de la tarifa eléctrica media o de referencia. La revisión de las tarifas,

primas, e incentivos se realizará cada 4 años a partir de 2006, y sólo afectará a las

nuevas instalaciones. Se deroga el Real Decreto 841/02, de 2 de agosto, y el Real

Decreto 2818/98, de 23 de diciembre. Por otra parte se obliga a ciertas instalaciones,

a comunicar su programa de producción a la distribuidora correspondiente, pudiendo

ser penalizadas cuando su desvío resulta mayor de un margen determinado, a partir

del 1 de enero de 2005.

El 27 de agosto de 2004 se publica el Real Decreto Ley 5/04, por el que se regula el

régimen de comercio de derechos de emisión de gases de efecto invernadero, con el

que se traspone a la legislación interna la Directiva de Comercio de Derechos de

Emisión. El Real Decreto Ley regula el funcionamiento del régimen de comercio de

derechos de emisión de gases de efecto invernadero, e incluye información detallada

acerca de los trámites administrativos, solicitudes, plazos y documentación que

deben seguir y presentar las instalaciones afectadas.




El Real Decreto 2351/04, de 23 de diciembre, por el que se modifica el procedimiento

de resolución de restricciones técnicas y otras normas reglamentarias del mercado

eléctrico, modifica las primas del anexo VI del Real Decreto 436/04, correspondientes

a los grupos a.1 y a.2 cuando utilicen como combustible fuel oil y la del grupo d.1.

Asimismo se modifican algunas fórmulas de actualización de la Disposición

Transitoria 2ª del Real Decreto 436/04. También es ampliado el plazo para el

comienzo de la obligación de suministrar programa a la distribuidora correspondiente,

para ciertas instalaciones, hasta el 1 de enero de 2006.

En el Real Decreto 2392/04, de 30 de diciembre, se establece la tarifa eléctrica para

2005.

3.1.3 Características de las instalaciones acogidas al Régimen Especial

Bajo la denominación de Régimen Especial de producción eléctrica se engloban una

serie de tecnologías de generación que tienen en común el aprovechamiento de

energías renovables de carácter inagotable, de residuos de distintos procesos

productivos o el aprovechamiento de la producción combinada de calor y electricidad

con elevado rendimiento energético.

Se trata por tanto de tecnologías con distinto grado de desarrollo, en unos casos,

conocidos desde hace tiempo (minihidráulica) y en otros todavía en estado incipiente

o, incluso, no comercial (geotérmica, rocas secas, etc.)

Si bien en un principio (años setenta y principios de los ochenta) se aducía para su

fomento el carácter autóctono de estas energías, el ahorro de combustibles de

importación y de divisas, etc., posteriormente se han fomentado basándose en que

todas ellas tienen en común un reducido impacto ambiental, en unos casos debido a

que no emiten gases de efecto invernadero (CO2) o si lo hacen no emiten más que el

fijado previamente en el combustible (biomasa). También se ha incorporado al

denominado Régimen Especial aquellas tecnologías que permiten reducir el impacto




ambiental, ya sea utilizando materias contaminantes como combustible (plantas de

R.S.U., incineradoras de residuos industriales) como utilizando distintas tecnologías

para tratar y reducir residuos (plantas de tratamiento de lodos, de purines, etc.)

En general estas tecnologías se desarrollan de forma modular y con

aprovechamientos de pequeña potencia, bien sea por la poca densidad del recurso,

por las dificultades que implica el aumento del tamaño unitario o por las necesidades

limitadas de calor en el caso de la cogeneración.

Estas energías se vienen aprovechando mediante su uso eléctrico básicamente por

la facilidad técnica que implica su transformación en electricidad y porque, como ya

se ha dicho, el marco eléctrico de la generación ha permitido inyectar los fondos

necesarios en estas tecnologías para su desarrollo de forma más cómoda y segura

para los titulares que mediante otros usos finales.

3.1.4 Evolución histórica del Régimen Especial

En la tabla 3-1 figura la evolución de los excedentes del Régimen Especial así como

el incremento de la potencia instalada y el porcentaje de producción del Régimen

Especial sobre la demanda en barras de central.




Tabla 3-1: Participación del Régimen Especial en la cobertura de la demanda peninsular.

Año

Ventas de energía de la producción

de Régimen Especial (GWh)

Total Incremen. Energía

Vendida (%)

Total Incremen. Potencia

Instalada (MW)

% Producc. R.E. S/ Demanda b.c.

1991 3.138 93% 365 2%1992 4.014 28% 175 3%1993 5.697 42% 569 4%1994 8.519 50% 455 6%1995 10.006 17% 492 6%1996 14.108 41% 825 9%1997 16.499 17% 621 10%1998 20.359 23% 1.675 11%1999 25.100 23% 1.508 13%2000 27.463 9% 1.488 13%2001 31.193 14% 1.979 14%2002 36.203 16% 2.131 16%2003 42.151 16% 1.620 18%2004 46.471 10% 2.231 19%

Fuente: CNE

3.1.5 Mecanismos de retribución de la energía eléctrica producida en Régimen Especial

Para vender su producción o excedentes de energía eléctrica, los titulares de

instalaciones a los que resulte de aplicación el R.D. 436/04 deberán elegir entre una

de las dos opciones siguientes:

a) Ceder la electricidad a la empresa distribuidora de energía eléctrica. En este

caso, el precio de venta de la electricidad vendrá expresado en forma de tarifa

regulada, única para todos los periodos de programación, expresada en

cent€/kWh.

La tarifa regulada consistirá en un porcentaje de la tarifa eléctrica media o de

referencia de cada año definida en el artículo 2 del Real Decreto 1432/02, de 27 de

diciembre, y publicada en el real decreto por el que se establece la tarifa eléctrica.

Para instalaciones de la categoría b), definidas en el capítulo 1 de la presente tesis, el

porcentaje a que se refiere el apartado anterior estará comprendido dentro de una

banda entre el 80% y el 90%, ambos incluidos.




Las instalaciones del grupo b.1 podrán recibir un porcentaje superior a la banda

anterior, de acuerdo al artículo 30.4.b) de la Ley 54/97, de 27 de noviembre.

Esta tarifa regulada será facturada y liquidada a la empresa distribuidora de acuerdo

a lo establecido en los artículos 17 y 27 del R.D. 436/04.

b) Vender la electricidad libremente en el mercado a través del sistema de

ofertas gestionado por el operador de mercado, del sistema de contratación

bilateral o a plazo o de una combinación de todos ellos. En este caso, el

precio de venta de la electricidad será el precio que resulte en el mercado

organizado o el precio libremente negociado por el titular o el representante de la

instalación, complementado por un incentivo y, en su caso, por una prima, ambos

expresados en cent€/kWh.

La prima consistirá en un porcentaje de la tarifa eléctrica media o de referencia de

cada año definida en el artículo 2 del Real Decreto 1432/02, de 27 de diciembre, y

publicada en el real decreto por el que se establece la tarifa eléctrica. Esta prima se

fijará en función del grupo y subgrupo al que pertenezca la instalación, así como de

su potencia instalada. La prima será facturada y liquidada a la empresa distribuidora

de acuerdo a lo establecido en los artículos 17 y 27 del R.D. 436/04.

El incentivo por participar en el mercado, consistirá en un porcentaje de la tarifa

eléctrica media o de referencia de cada año definida en el artículo 2 del Real Decreto

1432/02, de 27 de diciembre, y publicada en el real decreto por el que se establece la

tarifa eléctrica. Este incentivo se fijara en función del grupo y subgrupo al que

pertenezca la instalación, así como de su potencia instalada. Este incentivo será

facturado y liquidado a la empresa distribuidora de acuerdo a lo establecido en los

artículos 17 y 27 del R.D. 436/04.




3.1.5.1 Tarifas, primas e incentivos para instalaciones de la categoría b), c) y d)

acogidas al R.D. 436/04

Categoría b):

• Grupo b.1: energía solar

1) Instalaciones de energía solar fotovoltaica del subgrupo b.1.1 de no más de

100 kW de potencia instalada:

Tarifa: 575% durante los primeros 25 años desde su puesta en marcha y

460% a partir de entonces

2) Resto de instalaciones de energía fotovoltaica del subgrupo b.1.1:



Prima: 250% durante los primeros 25 años desde su puesta en marcha y


Incentivo: 10%

3) Instalaciones de energía solar térmica del subgrupo b.1.2





Incentivo: 10%

4) Cuando el subgrupo b.1.1 alcance los 150 MW de potencia instalada, o el

subgrupo b.1.2 alcance los 200 MW de potencia instalada, se procederá a

la revisión de la cuantía de las tarifas, incentivos y primas expresadas en

este artículo.




Grupo b.2: energía eólica

1) Instalaciones del subgrupo b.2.1 de no más de 5 MW de potencia instalada:



Prima: 40%

Incentivo: 10%

2) Resto de instalaciones del subgrupo b.2.1:

Tarifa: 90% durante los primeros 5 años desde su puesta en marcha, 85%

durante los 10 años siguientes y 80% a partir de entonces

Prima: 40%

Incentivo: 10%

3) Instalaciones del subgrupo b.2.2 de no más de 5 MW de potencia instalada:



Prima: 40%

Incentivo: 10%

4) Resto de instalaciones del subgrupo b.2.2:

Tarifa: 90% durante los primeros 5 años desde su puesta en marcha, 85%

durante los 10 años siguientes y 80% a partir de entonces

Prima: 40%

Incentivo: 10%

5) Cuando el grupo b.2 alcance los 13.000 MW de potencia instalada se

procederá a la revisión de la cuantía de las tarifas, incentivos y primas.




• Grupo b.3: energía geotérmica y otras

1) Instalaciones de no más de 50 MW de potencia instalada:



Prima: 40%

Incentivo: 10%

• Grupo b.4: energía hidráulica cuya potencia instalada no sea superior a 10 MW



Prima: 40%

Incentivo: 10%

Cuando el grupo b.4 alcance los 2.400 MW de potencia instalada se procederá a la

revisión de la cuantía de las tarifas, incentivos y primas.

• Grupo b.5: energía hidráulica cuya potencia instalada sea superior a 10 MW y

no sea superior a 50 MW

1) Instalaciones del grupo b.5, de más de 10 MW y no más de 25 MW de

potencia instalada:



Prima: 40%

Incentivo: 10%




2) Instalaciones del grupo b.5, de más de 25 MW y no más de 50 MW de

potencia instalada:

Tarifa: 80%

Prima: 30%

Incentivo: 10%

• Grupos b.6, b.7 y b.8: biomasa

1) Instalaciones del grupo b.6



Prima: 40%

Incentivo: 10%




Prima: 40%

Incentivo: 10%


Tarifa: 80%

Prima: 30%

Incentivo: 10%

Cuando la suma de los grupos b.6, b.7 y b.8 alcance los 3.200 MW de potencia

instalada se procederá a la revisión de la cuantía de las tarifas, incentivos y primas.




Categoría c):

1) Instalaciones del grupo c.1, centrales que utilicen como combustible

principal residuos sólidos urbanos





Incentivo: 10%

2) Instalaciones del grupo c.2, centrales que utilicen como combustible

principal otros residuos:





Incentivo: 10%

3) Instalaciones del grupo c.3:

Tarifa: 50%



Incentivo: 10%

Cuando el grupo c.1 alcance los 350 MW de potencia instalada, se procederá a la

revisión de la cuantía de las tarifas, incentivos y primas




Categoría d):

1) Instalaciones del grupo d.1:





Incentivo: 10%

2) Instalaciones del grupo d.2, centrales que utilicen como combustible

principal otros residuos:





Incentivo: 10%

3) Instalaciones del grupo d.3:





Incentivo: 10%

Cuando la categoría d) alcance los 750 MW de potencia instalada, se procederá a la

revisión de la cuantía de las tarifas y primas

Estos porcentajes pueden verse en la tabla 3-2 para la categoría b): energías

renovables, en la tabla 3-3 para la categoría c) residuos con valoración energética no

contemplados en la categoría b) y en la tabla 3-4 para la categoría d) instalaciones




que utilizan la cogeneración para el tratamiento y reducción de residuos de los

sectores agrícola, ganadero y de servicios.


El Régimen Especial en el sistema eléctrico español: Comparativa económica del tratamiento regulatorio entre distintas alternativas de generación acogidas al Régimen Especial 28

Tabla 3-2: Porcentajes sobre TMR de tarifas, primas e incentivos GRUPO B

Precio Fijo

Precio Fijo= Tarifa Regulada

(% TMR)Prima (% TMR)

Incentivo Participación

Mercado (% TMR)

Total Prima+Incentivo

(% TMR)

SOLAR (b.1)≤ 100 kW 575%> 100 kW 300%

Termoeléctrica (b.1.2) 300% 250% 10% 260%EÓLICA (b.2)

≤ 5 MW 90% 40% 10% 50%> 5 MW 90% 40% 10% 50%≤ 5 MW 90% 40% 10% 50%> 5 MW 90% 40% 10% 50%

GEOTÉRMICA (b.3)< 50 MW 90% 40% 10% 50%

HIDRÁULICA(b.4) ≤ 10 MW 90% 40% 10% 50%

> 10 MW y ≤ 25 MW 90% 40% 10% 50%> 25 MW y ≤ 50 MW 80% 30% 10% 40%

BIOMASACultivos energéticos (≥ 70 %) 90% 40% 10% 50%

Residuos agrícolas y forestales (≥ 70 %) 90% 40% 10% 50%(b.7) Lodos/ Biogás (≥ 70 %) 90% 40% 10% 50%(b.8) Industrias agrícolas y forestales (≥ 90 %) 80% 30% 10% 40%

Venta Libre en el Mercado

Fotovoltaica (b.1.1)

Eólica - Onshore (b.2.1)

Eólica - Offshore (b.2.2)

Tecnologías

250% 10% 260%

(b.5)

(b.6)



Tabla 3-3: Porcentajes sobre TMR de tarifas, primas e incentivos GRUPO C

Precio Fijo




Mercado (% TMR)


(% TMR)

RESIDUOS(c.1) Residuos Sólidos Urbanos 70% 20% 10% 30%(c.2) Combustible principal otros residuos 70% 20% 10% 30%(c.3) Resto 50% 20% 10% 30%


Tecnologías

Tabla 3-4: Porcentajes sobre TMR de tarifas, primas e incentivos GRUPO D

Precio Fijo




Mercado (% TMR)


(% TMR)

(d.1) Residuos Sólidos Urbanos 70% 20% 10% 30%(d.2) Combustible principal otros residuos 70% 20% 10% 30%(d.3) Resto 60% 10% 10% 20%

COGENERACIÓN PARA TRATAMIENTO Y REDUCCIÓN DE RESIDUOS


Tecnologías




3.2 Plan de Fomento de las energías renovables. Resumen

ejecutivo (aprobado en consejo de ministros 30-XII-99)

El Plan de Fomento de las Energías Renovables ha sido elaborado por el IDAE.

Responde a un mandato de la Ley del Sector Eléctrico, en al que se indica que “con

el fin de que en el año 2010 las fuentes de energía renovables cubran al menos el

12% de la demanda energética se establecerá un Plan de Fomento cuyos objetivos

serán tenidos en cuenta en la fijación de las primas”.

El Plan se apoya en el mandato de la Ley y, además, en la contribución de estas

energías a la mejora del medio ambiente, en su eficiencia energética y en los

aspectos socioeconómicos de las mismas.

En la tabla 3-5 se pueden ver los objetivos de este Plan. Tabla 3-5: Objetivos del Plan

2010 IncrementoPrevisión del consumo de energía primaria

113.990 134.970

Aportación de las energías renovables: 7.200 16.600 9.400

en generación de electricidad 3.700 11.400 7.700 en usos térmicos 3.500 5.200 1.700

UD: ktep 1998 Objetivos del Plan

En términos de energía primaria el Plan se fija como objetivo que el 12,3% (16.600

ktep) del consumo de energía primaria proceda de energías renovables. Para ello

será necesario incorporar al balance anual 9.500 ktep de origen renovable.

El Plan utiliza básicamente la generación de electricidad como medio para el

aprovechamiento de las energías renovables: el 82% de este aprovechamiento será

mediante su conversión eléctrica.

En la tabla 3-6 se puede ver los objetivos de generación eléctrica del Plan.




Tabla 3-6: Objetivos de generación eléctrica del Plan (producción bruta)

1998 2010

GWh GWh GWhIncremento medio anual

Total renovables 38.851 76.597 37.746Hidráulica (R. Ordinario) 30.429 30.429 0Resto renovables (R. Especial) 8.422 46.168 37.746 13%Hidráulica 10 MW < P< 50 MW (primada) 4.680 700 700Hidráulica P< 10 MW 2.002 6.912 2.232 3%Eólica 1.725 21.538 19.536 22%Biomasa + Biogás + RSU 15 16.341 14.616 21%Solar 677 662 37%

TecnologíasObjetivos

Se afirma que el Plan en el año 2010 evitará la emisión de entre 14.500 y 41.500

miles de toneladas de CO2 (en función de la tecnología de generación alternativa) lo

que supone entre el 9% y el 20% de las emisiones de CO2 de origen energético del

año1990.

3.2.1 Plan de Energías Renovables en España (2005- 2010)

El Plan de Energías Renovables en España (PER) 2005- 2010 constituye la revisión

del Plan de Fomento de las Energías Renovables en España 2000- 2010 hasta ahora

vigente. Con esta revisión, se trata de mantener el compromiso de cubrir con fuentes

renovables al menos el 12% del consumo total de energía en 2010, así como de

incorporar los otros dos objetivos indicativos (29,4% de generación eléctrica con

renovables y 5,75% de biocarburantes en transporte para ese año) adoptados con

posterioridad al anterior plan.

Tal y como recoge el “Balance del Plan de Fomento de las Energías Renovables en

España durante el periodo 1999- 2004”, desde la aprobación de ese Plan, hasta

finales de 2004, el consumo global de energías renovables ha aumentado en España

en dos millones setecientas mil toneladas equivalentes de petróleo (tep) anuales, un

crecimiento significativo, aunque insuficiente para alcanzar los ambiciosos objetivos

fijados. Hasta finales de 2004, se había cumplido el 28,4% del objetivo de incremento

global.




Tres fuentes renovables han evolucionado hasta la fecha de forma satisfactoria:

eólica, biocarburantes y biogás. La energía minihidráulica avanza más despacio de lo

previsto y áreas como la biomasa y las solares se están desarrollando sensiblemente

por debajo del ritmo necesario para alcanzar los objetivos finales. Por lo que se

refiere a la biomasa, el Balance del Plan de Fomento, citado anteriormente, señala la

necesidad de introducir cambios urgentes y sustanciales en el marco en el que se

desenvuelve, sin los cuales no sería posible alcanzar los objetivos del 2010 (los

objetivos de incremento del consumo de biomasa, tanto para usos térmicos como

eléctricos, suponían, en el Plan de Fomento de las Energías Renovables 2000-

2010, un 63% del objetivo global de incremento del consumo de fuentes de energía

renovables, mientras que a finales de 2004 el grado de avance para esta área se

situaba en el 9,0%).

Junto a la propia dinámica de seguimiento del Plan de Fomento de las Energías

Renovables 1999- 2010, que indica que las previsiones iniciales de crecimiento no se

están cumpliendo, existen razones adicionales que aconsejan la mencionada

revisión.

En primer lugar, el consumo de energía primaria (y la intensidad energética) han

crecido muy por encima de lo previsto, en gran medida inducido por el importante

incremento de la demanda eléctrica y del consumo de carburantes para el transporte.

Y ello, por sí solo, obligaría a revisar al alza el crecimiento previsto de las energías

renovables por el Plan de Fomento para alcanzar el 12% en el año 2010.

En segundo lugar, tras la aprobación del Plan de Fomento han sido establecidos

otros dos objetivos indicativos que hacen referencia a la generación de electricidad

con fuentes renovables y al consumo de biocarburantes, que es necesario

contemplar en este nuevo Plan:




- La Directiva 2001/77/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 27 de

septiembre de 2001, cuya transposición se encuentra en fase de trámite,

contempla una serie de actuaciones, tanto por parte de los Estados Miembros,

como por parte de la Comisión Europea, para promocionar la electricidad

generada con fuentes de energía renovables en el mercado interior de la

electricidad. Esta directiva establece unos objetivos indicativos nacionales

para 2010 que, en el caso de España, suponen que la electricidad generada

con estas fuentes en ese año alcance el 29,4% del consumo nacional bruto de

electricidad.

- La Directiva 2003/30/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, del 8 de mayo

de 2003, relativa al fomento del uso de biocarburantes y otros combustibles

renovables en el transporte, establece unos objetivos indicativos, calculados

sobre la base del contenido energético, del 2% a finales de 2005 y el 5,75% a

finales de 2010, de la gasolina y el gasóleo comercializados con fines de

transporte en los respectivos mercados nacionales. La directiva ha sido

transpuesta a la legislación española a través del Real Decreto 1700/03, de 15

de diciembre.

En la tabla 3-7 se indican los objetivos del Plan de Energías Renovables en España

2005- 2010.



Tabla 3-7: Objetivos del Plan de Energías Renovables en España 2005-2010

Potencia (MW)

Producción (GWh)

Producción en términos de Energía

Primaria (ktep)

Potencia (MW)

Producción (GWh)


Primaria (ktep)

Potencia (MW)

Producción (GWh)


Primaria (ktep)

Generación de electricidadHidráulica (> 50 MW) (3) 13.521 25.014 1.979 0 0 0 13.521 25.014 1.979Hidráulica (entre 10 y 50 MW) 2.897 5.794 498 360 687 59 3.257 6.480 557Hidráulica (< 10 MW) 1.749 5.421 466 450 1.271 109 2.199 6.692 575Biomasa 344 2.193 680 1.695 11.823 4.458 2.039 14.015 5.138 Centrales de Biomasa 344 2.193 680 973 6.787 2.905 1.317 8.980 3.586 Co- combustión 0 0 0 722 5.036 1.552 722 5.036 1.552R.S.U. 189 1.223 395 0 0 189 1.223 395Eólica 8.155 19.571 1.683 12.000 25.940 2.231 20.155 45.511 3.914Solar Fotovoltaica 37 56 5 363 553 48 400 609 52Biogás 141 825 267 94 592 188 235 1.417 455Solar Termoeléctrica 500 1.298 509 500 1.298 509TOTAL ÁREAS ELÉCTRICAS 27.032 60.096 5.973 15.462 42.163 7.602 42.494 102.259 13.574

Usos térmicos

m2 Solar t. Baja temp.

(ktep) m2 Solar t. Baja temp.

(ktep) m2 Solar t. Baja temp.

(ktep)

Biomasa 3.487 583 4.070Solar térmica de baja temperatura 700.805 51 4.200.000 325 376TOTAL ÁREAS TÉRMICAS 3.538 907 4.445Biocarburantes (Transporte)TOTAL BIOCARBURANTES 228 1.972 2.200

TOTAL ENERGÍAS RENOVABLES 9.739 10.481 20.220

CONSUMO DE ENERGÍA PRIMARIA (ktep) 141.567 167.100(Escenario Energético: Tendencial /PER)

Energías Renovables/Energía Primaria (%) 6,90% 12,10%

Situación Objetivo en el año 2010Situación en 2004 (año medio (1) ) Objetivo de incremento 2005- 2010 (2)

(1): Datos de 2004, provisionales. Para energía hidráulica, eólica, solar fotovoltaica y solar térmica, se incluye la producción correspondiente a un año medio, a partir de las potencias y

superficie en servicio a 31 de diciembre, de acuerdo con las características de las instalaciones puestas en marcha hasta la fecha, y no el dato real de 2004. No incluidos biogás térmico y

geotermia, que en 2004 representan 28 y 8 ktep.

(2): En los objetivos de incremento para el periodo 2005- 2010, las producciones corresponden a un año medio de acuerdo con las potencias y las características de las instalaciones

puestas en marcha durante ese periodo. Para las energías hidráulicas y eólica, sólo la mitad de la potencia instalada en el último año (2010) se ha traducido a producción en las columnas

correspondientes.

(3): Incluye producción con bombeo puro.




Finalmente, deben también considerarse las ventajas de las energías renovables

ante los nuevos compromisos de carácter medioambiental, muy especialmente los

derivados del Plan Nacional de Asignación de Derechos de Emisión (PNA), aprobado

recientemente por el Gobierno.

3.3 Libro Blanco sobre la reforma del marco regulatorio de

la generación eléctrica en España

El Libro Blanco señala que el fomento de las energías limpias y autóctonas debe

convertirse en uno de los ejes prioritarios de la política energética del país. Esto se

concreta en el fomento de la generación eléctrica proveniente de las energías

renovables, de la cogeneración y del tratamiento de residuos.

No valora los nuevos objetivos fijados de nueva potencia de generación eléctrica con

renovables, aunque indica que los 20.000 MW de generación eólica previstos en la

revisión del Plan requieren contar con el Operador del Sistema para poner en marcha

estudios, inversiones y medidas que hagan estos objetivos realistas. El Libro Blanco

indica que el IDAE propone una revisión al alza de las primas correspondientes a las

tecnologías que mayor dificultad están demostrando (solar fotovoltaica y biomasa) y,

aunque no se pronuncia sobre los objetivos cuantitativos fijados, si matiza las

propuestas que se hacen en el Plan revisado:

- considera que es necesario extremar los mecanismos de supervisión de las

ayudas a las tecnologías de co-combustión, ya que parece difícil su control y

monitorización: el proceso de co-combustión afectará el rendimiento de las

centrales y esto reducirá parte de sus ventajas. Señala que la mitad del

crecimiento objetivo previsto en la revisión del Plan asociado a la biomasa

proviene de esta tecnología




- considera que están sobreprimadas algunas actividades de eficiencia

ambiental dudosa, como el secado de residuos mediante sistemas de

cogeneración que consumen gas natural (plantea que quizás debieran tratarse

como una cogeneración). Entiende que debieran incrementarse,

sustancialmente, las primas de sistemas alternativos, como las plantas de

biogás obtenido a partir de purines y lodos, o las de utilización del alperujo

como biomasa secundaria. Considera suficiente el gas procedente de los

vertederos.

Se pronuncia sobre las principales cuestiones regulatorias que afectan al Régimen

Especial de generación eléctrica a partir de fuentes renovables:

- aquéllas relacionadas con la conexión a la red y operación del sistema

- aquéllas relacionadas con la certificación del origen de la electricidad

renovable

- aquéllas relacionadas con la retribución a la electricidad renovable.

Antes de entrar, de manera pormenorizada en estas cuestiones, cabe señalar que el

Libro Blanco indica que debería eliminarse el límite de 50 MW impuesto en la Ley

54/97 del Sector Eléctrico para la consideración del Régimen Especial. Considera

que el derecho a la percepción de una prima deberá depender de criterios de

rentabilidad y no de tamaño.

3.3.1 Cuestiones relacionadas con los mecanismos de remuneración y de participación en el mercado de producción eléctrica

En relación con el régimen retributivo, el Libro Blanco recomienda seguir apostando

por el mecanismo de primas y de tarifas reguladas, dado el fracaso comprobado de

otros mecanismos de apoyo a la electricidad renovable, como los certificados verdes

o las subastas de potencia por las que optaron, inicialmente, el Reino Unido e Irlanda.




Con carácter general, los principios sobre los que debe basarse el mecanismo de

retribución y la participación en el mercado de la electricidad renovable son los

siguientes:

- el marco retributivo a la electricidad renovable debe ser coherente con los

objetivos de desarrollo fijados para cada una de las tecnologías renovables

- el marco retributivo debe proporcionar una rentabilidad adecuada a las

inversiones, y debe ser estable y previsible

- deben primarse las inversiones más eficientes (la tasa de rentabilidad debe ser

creciente con la eficiencia de la instalación)

- deben optimizarse los recursos económicos disponibles para incentivar este

tipo de tecnologías, ajustando las primas a la rentabilidad que exige cada

instalación y modificando cada cierto tiempo las primas para las nuevas

instalaciones (de manera que sea posible tener en cuenta los cambios

tecnológicos o económicos y la distancia a los objetivos de renovables

previstos en la planificación indicativa)

- debe integrarse lo más posible la generación eléctrica renovable en el sistema

para garantizar la propia seguridad de todo el sistema eléctrico.

En definitiva, el Libro Blanco considera que es necesario realizar un mayor esfuerzo

para aumentar la eficiencia del sistema de primas (sin comprometer su eficacia), para

lo que entiende que es preciso evaluar, de manera sistemática, el potencial de cada

tecnología renovable y sus costes. Mantiene que deben ajustarse las primas a las

necesidades reales de cada instalación y acotarse en el tiempo, de manera que

puedan liberarse recursos para fomentar nuevas inversiones.

El principal criterio para fijar las primas y las tarifas reguladas debe ser, a juicio de los

redactores del Libro Blanco, la garantía de una rentabilidad razonable y estable de las

instalaciones, que permita atraer las inversiones en nuevos proyectos de generación

eléctrica con fuentes renovables al menor coste financiero posible.




Destaca la importancia de la estabilidad regulatoria, que debe traducirse en el respeto

a las remuneraciones establecidas para las instalaciones existentes, con el único

matiz de que es necesario acotar en el tiempo la existencia de dichas primas a la vida

útil económica que se consideró a la hora de fijarlas.

De manera resumida, puede señalarse que, en relación con el sistema de primas, el

Libro Blanco propone:

- acotar las primas en el tiempo

- discriminar con mayor detalle las necesidades de primas según las

características propias de cada instalación (no necesariamente instalación por

instalación pero sí según tipo de tecnología, horas de funcionamiento, costes)

- diferenciar el componente de la prima que corresponde a los costes de

inversión, que debe ser previsible y estable para el periodo para el que se

garantiza la rentabilidad, del que corresponda a los costes de operación, que

podrá variar cada año y deberá ajustarse, tanto a la alza como a la baja

- revisar las primas a futuro (cada año o cada dos años) para nuevas

instalaciones, respetándose las de las instalaciones ya existentes

- ofrecer la opción de acogerse a un esquema de retribución basado en una

tarifa fija o la opción d acudir al mercado complementando los ingresos con una

prima. La opción de acudir al mercado debe ser incentivada (no obligatoria,

especialmente por la reducida potencia de algunas instalaciones en régimen

especial) y reconocérsele los mayores costes incurridos por ello.

En la opción de tarifa fija, la tarifa debe ser suficiente y estable. No debe indexarse

a la Tarifa Media de Referencia (TMR), dado que en el esquema propuesto por el

Libro Blanco, la TMR puede no ser suficientemente estable (propone que la tarifa sea

aditiva y considere todos los costes asociados a la generación del kilovatio hora)




Las instalaciones acogidas a esta opción deben ser sensibles económicamente a los

requerimientos del sistema. Deben establecerse penalizaciones por desvíos con un

esquema ligeramente diferente del actual.

En la opción de venta al mercado, la retribución se basa en el precio de mercado

más una prima complementaria. Esta prima complementaria debe ser fijada de forma

que, sumada a los ingresos por mercado, consiga una rentabilidad adecuada y

suponga una remuneración equivalente a la que la instalación habría obtenido de

optar por la tarifa fija.

La prima complementaria debe ajustarse periódicamente para adecuarla a las

previsiones de ingresos netos por mercado, manteniendo una remuneración estable y

previsible del kilovatio hora de origen renovable.

Para incentivar la participación en el mercado de las instalaciones de generación

eléctrica de origen renovable, deben marcarse unos límites inferior y superior del

precio de mercado, de manera que se garantice una remuneración mínima (en el

caso de precios de mercado inferiores a los previstos en el momento de calcular las

primas complementarias) y se acoten posibles sobre ingresos, en el caso de

elevados precios de mercado (el límite superior puede fijarse en el 120% del precio

de mercado estimado inicialmente para fijar la prima complementaria).

De nuevo para incentivar la participación en el mercado, las primas complementarias

deben calcularse de manera que los esfuerzos realizados para reducir los desvíos y

ofrecer servicios complementarios se traduzcan en un margen adicional para las

instalaciones de generación de electricidad renovable.

El Libro Blanco señala que la estimación correcta de las primas que deben fijarse

para cada instalación es una tarea que debe encomendarse a la Comisión Nacional

de la Energía (CNE). No obstante, sobre algunas tecnologías indica lo siguiente:




BIOMASA

- necesidad de una prima suplementaria

- necesaria cautela en la fijación de ayudas económicas para la hibridación de

biomasa con combustibles fósiles (co-combustión) por la dificultad de controlar

dichos consumos y la pérdida de rendimiento de las instalaciones

- explorar las posibilidades de conjugar la biomasa con energía solar

termoeléctrica.

SOLAR FOTOVOLTAICA

- revisar las tarifas para nuevas instalaciones y ajustarlas al coste de la

tecnología

- reconducir las ayudas directas a la inversión de algunas CCAA a la I+D

- eliminar los escalones de primas existentes (inferior o superior a 100 kW) y

sustituirlos por una variación lineal de la prima (o una curva que responda a

costes reales).

TRATAMIENTO DE RESIDUOS

- reconocimiento de una prima superior para el biogás procedente de purines y

lodos de depuradora (para desincentivar el secado de estos lodos mediante

cogeneración con gas natural).




4. ESTUDIOS ECONÓMICOS DE RENTABILIDAD DE

PROYECTOS

4.1 Introducción

Una empresa o proyecto de inversión puede tener distintos valores para diferentes

inversores según varíe la estructura de financiación elegida, el coste de los recursos

necesarios y el particular grado de aversión al riesgo.

El único método conceptualmente correcto desde el punto financiero para la

valoración de proyectos que no incorporan algún tipo de flexibilidad futura (opciones

reales) es el descuento de flujos de fondos. Mediante esta metodología se trata de

determinar el valor de una determinada inversión a través de la estimación de los

flujos de fondos que genera en el futuro al descontarlos a una tasa adecuada que

recoja el riesgo del proyecto.

La mayor parte de los errores que se producen al aplicar esta metodología es la

incoherencia entre los flujos y las tasas de descuento utilizadas. Existen tres métodos

que utilizan distintos flujos y tasas, con los que se obtienen los mismos resultados si

el modelo se aplica correctamente:

FLUJOS DE CAJA A UTILIZAR

- Flujo de Caja Libre

- Flujo de Caja para el Accionista

- Flujo de Caja para la Deuda




TASA DE DESCUENTO

- Coste de Capital Medio Ponderado (WACC)

- Coste de los Recursos Propios

- Coste de la Deuda

4.2 Flujo de Caja

4.2.1 Flujo de Caja Libre

El Flujo de Caja Libre (FCL) es el flujo de fondos generado por el proyecto después

de impuestos. Son los fondos que deja disponible el proyecto después de haber

cubierto las necesidades de inversión (desinversión) en activos y las necesidades

operativas de fondos, suponiendo que no existe deuda y por lo tanto gastos por

intereses.

Por lo tanto, el FCL representa el dinero disponible para todos los suministradores de

fondos, esto es los accionistas (suministradores de capital) y los prestamistas (los

que aportan deuda).

En el caso más sencillo el FCL se calcula a partir de la Cuenta de Resultados

prevista del proyecto, ajustando el Beneficio Antes de Intereses e Impuestos con las

Amortizaciones, la variación de activos, necesidades operativas de fondos y los

Impuestos.

La utilización de FCL para la valoración de un proyecto no requiere una hipótesis a

priori de la estructura financiera utilizada para su financiación.

El FCL debe descontarse al Coste de Capital medio Ponderado (WACC). Es en el

cálculo del WACC donde se considera la estructura financiera.




4.2.2 Flujo de Caja para el Accionista

El Flujo de Fondos disponible para el accionista se calcula restando al Flujo de Caja

Libre los pagos de principal e intereses (después de impuestos) y sumando las

aportaciones de Nueva Deuda.

Los flujos que se utilizan son los fondos que genera el proyecto después de haber

cubierto las necesidades de reinversión (desinversión) en activos, necesidades

operativas de fondos y pagos de intereses y principal de la deuda. Este flujo es el

dinero disponible para los accionistas, que es distinto a los dividendos recibidos.

La utilización del Flujo de Fondos disponible para el Accionista para valorar una

inversión supone intrínsecamente hacer una hipótesis sobre la estructura financiera

de la inversión.

Este flujo debe descontarse a la Tasa de Retorno que exigen los accionistas, es

decir, al Coste de los Recursos Propios para ese nivel de apalancamiento.

4.2.3 Flujo de Caja para la Deuda

En este caso, el valor de la inversión es el resultado de la suma de dos valores: el

valor del proyecto suponiendo que se financia sin deuda más el valor de los Ahorros

Fiscales que se produce por el hecho de financiar parte de la inversión con Recursos

Ajenos (los intereses son fiscalmente deducibles).

El valor de la empresa se calcula descontando el FCL con la Tasa de Descuento que

requieren los accionistas en el caso de que no se utilicen Recursos Ajenos para

financiarlo (proyecto sin apalancar). Esta tasa (no apalancada) es menor a la que

exigirían los accionistas en el caso de que el proyecto tuviera deuda en su estructura

de financiación, ya que en este caso los accionistas soportarían un riesgo financiero

adicional derivado de la existencia de deuda y por lo tanto requerirían una




rentabilidad superior (una prima). En el caso de que no exista deuda el WACC es

igual al coste de los Recursos Propios sin apalancar.

El hecho de que los intereses son un gasto deducible hace que se consiga una

bonificación fiscal por el hecho de financiar el proyecto con Recursos Ajenos. Para

calcular este Ahorro Fiscal hay que descontar los intereses por el tipo impositivo al

coste de la deuda.

4.3 Tasa de Descuento

Los recursos para financiar el proyecto (Recursos Propios y Recursos Ajenos) fijarán

la estructura financiera de la inversión.

La Tasa de Descuento es una variable que constituye uno de los elementos

fundamentales en el análisis económico de proyectos, y su correcta elección

condicionará los resultados de dicho análisis.

La Tasa de Descuento se considera que es el interés que rige en el mercado

financiero, es decir, el coste de oportunidad del capital. Cualquier empresa puede

acudir al mercado financiero en demanda de fondos sin limitación alguna de tipo de

interés, o por el contrario puede acudir ofreciendo sus excedentes financieros

sabiendo que dicho mercado le va a proporcionar una rentabilidad igual a su Tasa de

Descuento. Cuando se explique el concepto de Valor Actual Neto, se verá que en él

subyace la hipótesis de perfección en el mercado financiero. Sin embargo, se

considera que este mercado es el más imperfecto de todos los existentes: se

descompone en mercados parciales según la naturaleza y modalidades de los

préstamos, a cada uno de los cuales corresponde, a su vez, un precio o tipo de

interés diferente. Sería necesario calcular un tipo de interés promedio. El cálculo de

esta tasa promedio presenta gran dificultad.

La Tasa de Descuento es definida por algunos autores como la tasa de interés a

largo plazo del mercado. Para otros se trata de una tasa de rendimiento mínima




aceptable, por debajo de la cual la inversión no debería llevarse a cabo. En efecto, la

intuición, la experiencia y el buen criterio siempre podrán, y de hecho así se viene

haciendo, especificar un tipo de interés razonable para el cálculo razonable, que

resulte útil en la práctica.

Otra definición más útil desde un punto de vista práctico, del coste de capital, es

considerar a éste como la media ponderada del coste de cada tipo de capital (capital

propio y capital ajeno) sirviendo de peso de ponderación la relación entre el valor en

mercado de los efectos o títulos de cada tipo de capital y el valor en mercado de

todos los efectos suscritos por la empresa. El coste de capital así calculado se

conoce como Coste de Capital Medio Ponderado (WACC) “Weighted Average Capital

Cost”.

4.3.1 Coste de los Recursos Ajenos

El coste de la deuda (Kd) es la rentabilidad que exigen los prestamistas y se puede

estimar adecuadamente como la tasa de interés que exige la entidad que aporta

estos recursos, es decir, se estimará como el tipo de interés aplicado por las fuentes

de financiación externas. Será mayor cuanto mayor sea la percepción de riesgo que

asignen al proyecto. Dicha percepción de riesgo no sólo se limita al riesgo operativo,

sino al riesgo financiero, ya que cuanto más apalancado esté el proyecto, los

prestamistas exigirán una rentabilidad superior por incrementarse la probabilidad de

quiebra.

El hecho de que los intereses sean un gasto deducible proporciona una bonificación

adicional. Si el tipo impositivo es t, el coste de los Recursos Ajenos después de

impuestos es:

( )tKdKddi −= 1*

dependerá del “precio del dinero” en el momento considerado y de la capacidad

negociadora de la empresa con las entidades financieras.




4.3.2 Coste de los Recursos Propios

El coste de los Recursos Propios es la rentabilidad que exigen los accionistas. Esta

rentabilidad es función de la percepción de riesgo que es específica a cada inversor.

Distintos inversores pueden tener distinto grado de aversión al riesgo. Es decir, para

un mismo proyecto financiado con una semejante estructura financiera, dos

inversores distintos pueden asignar distintos costes a los Recursos Propios.

El coste de los Recursos Propios es superior al de los Recursos Ajenos, ya que son

los accionistas los que soportan mayor riesgo en el proyecto.

Existen varios modelos teóricos para el cálculo del coste de los Recursos Propios,

paro el más utilizado es el “Capital Asset Pricing Model” (CAMP). Según esta

metodología, el coste de los Recursos Propios es la suma del tipo de interés sin

riesgo más una Prima de Riesgo: el problema fundamental es estimar la Prima de

Riesgo del proyecto (para la valoración de empresas que cotizan en bolsa puede

calcularse mediante métodos estadísticos).

El coste de los Recursos Propios calculado según el método “Capital Asset Pricing

Model” (CAPM), se define como:

)(* LRMLRRP KKKK −+= β

siendo:

KLR: tasa libre de riesgo

KM: tasa de mercado

β: volatilidad de un valor respecto a la volatilidad del mercado

de modo que el sumando ( )LRM KK −*β será la Prima de Riesgo.

El cálculo de la β propia de cada empresa o grupo inversor es una operación muy

compleja. Se basa en la comparación de la evolución del valor que toman las

acciones de dicha empresa y el valor que va tomando el mercado en los mismos

periodos. Existen publicaciones periódicas, editadas por grandes compañías de

banca o de consultoría, en las que se reflejan los valores de las β para muchas




compañías. El cálculo de este parámetro, dentro de los departamentos de análisis

financiero de las empresas, constituye siempre una tarea delicada al influir como es

ha explicado en la posible rentabilidad de los proyectos y en la decisión final de

acometerlos o no.

4.3.3 Coste de Capital Medio Ponderado (WACC)

El Coste de Capital es la media ponderada del Coste de los Recursos Propios y los

Recursos Ajenos. Como para valorar un proyecto de inversión mediante el FCL se

utilizan flujos después de impuestos, es necesario calcular el WACC después de

impuestos:

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛

+−+⎟

⎠⎞

⎜⎝⎛

+=

RPRARAtK

RARPRPKWACC RARP *)1(**

siendo:

KRP : coste de los recursos propios;

KRA: coste de los recursos ajenos;

RP: recursos propios;

RA: recursos ajenos;

t: tasa impositiva según la legislación vigente.

El mayor valor del proyecto se consigue minimizando la Tasa de Descuento, es decir,

que se maximiza valor utilizando la estructura financiera de mínimo Coste de Capital.

El WACC a utilizar es el correspondiente al proyecto específico, y no al de la empresa

que lo va a realizar.




4.4 Riesgos

Al analizar un proyecto de inversión es muy importante evaluar todos los riesgos

asociados, ya que a mayor riesgo el inversor debe exigir una mayor rentabilidad y por

lo tanto debe asignar una Prima de Riesgo.

Como los inversores tienen distinto grado de aversión al riesgo un proyecto puede

tener valores distintos para dos inversores por el hecho de asignar Primas de Riesgo

diferentes.

Para medir el riesgo de la inversión utilizaremos dos parámetros: el retorno de la

inversión y el cálculo de la Tasa de Descuento.

- Periodo de recuperación de la inversión: el periodo de recuperación mide el

periodo temporal que debe transcurrir para que el movimiento de fondos

acumulado se anule, es decir, para que la inversión se pague a sí misma.

El periodo de recuperación es una medida del riesgo económico del proyecto

asociado al factor tiempo. En la terminología anglosajona al periodo de

recuperación o de retorno se denomina “Pay Back”.

- Tasa de Descuento: la medida del riesgo en el cálculo de la Tasa de

Descuento para un proyecto ya ha sido expuesta con anterioridad. El riesgo se

introduce en la Tasa de Descuento mediante la prima de mercado, que tiene en

cuenta tanto la rentabilidad media del mercado rM como la volatilidad de la

rentabilidad frente a la del mercado con el coeficiente β. El cálculo de la Tasa

de Descuento es una medida del riesgo económico asociado al riego del

mercado.




4.5 Parámetros representativos de la viabilidad

La evaluación económica de proyectos consiste en determinar los tres atributos

económicos que lo caracterizan: liquidez, rentabilidad y riesgo económico.

4.5.1 Medidas de la rentabilidad

Se puede definir la rentabilidad del proyecto de inversión como su capacidad para

generar un excedente o un rendimiento económico. De las diferentes medidas de

rentabilidad que se pueden usar, se escogen las que incorporan el concepto de valor

cronológico del dinero: el valor actual neto (VAN) y la tasa interna de retorno (TIR):

a) Valor actual neto (VAN): se define como la suma de los flujos anuales en

unidades monetarias del momento actual. Aplicamos el concepto de actualización

a los flujos de periodos futuros para traerlos todos al momento actual.

∑=

= +=

ni

ii

i

kCF

VAN0 )1(

La Tasa de Descuento k es el coste de oportunidad aparente del dinero para el

inversor. La manera de estimar este valor se ha visto en el apartado 4.2.

El Valor Actual Neto disminuye al aumentar la Tasa de Descuento, llegando a valores

negativos a partir de cierto valor de la Tasa de Descuento como podemos apreciar en

la figura 4-1. Se considera que un proyecto concreto es tanto más interesante cuanto

mayor es el VAN, teniendo como condición necesaria que sea positivo.




Figura 4-1: Representación gráfica del VAN, TIR y Tasa de Descuento

Por otra parte, la variación del VAN con la Tasa de Descuento, y teniendo en cuenta

el proceso de cálculo de dicha tasa, hace que un mismo proyecto pueda resultar al

mismo tiempo interesante para unos inversores pero no para otros.

La principal limitación del Valor Actual Neto, como medida de la rentabilidad de un

proyecto de inversión, es que no es adecuado para comparar proyectos de

dimensiones distintas.

b) Tasa interna de retorno (TIR): la tasa interna de retorno expresa la rentabilidad

porcentual que se obtiene del capital invertido. El procedimiento para su cálculo

es definir la Tasa de Descuento que hace nulo el Valor Actual Neto:

∑=

= +=

ni

ii

i

kCF

VAN0 )1(

= 0 siendo k la Tasa Interna de Retorno.




La TIR resuelve el problema de la diferente dimensión de los proyectos a

comparar, aunque incorpora nuevos inconvenientes. El principal problema

que presenta la TIR aparece cuando en la corriente de fondos hay varios

cambios de signo a lo largo del periodo de estudio, ya que en este caso pueden

existir varias soluciones para la ecuación que define la TIR.

c) Margen: el margen es un ratio económico que se define como el porcentaje que

supone el beneficio antes de intereses e impuestos sobre el volumen de ventas

netas:

VNBAIIMARGEN = %

d) Rotación: se define como la relación porcentual entre las ventas netas y el activo

total:

ATVNROTACIÓN = %

e) Rentabilidad económica: se define como la relación porcentual entre el beneficio

antes de intereses e impuestos y el activo total:

ATBAIIRE = %

f) Rentabilidad financiera: se define como la relación porcentual entre el beneficio

neto (después de intereses e impuestos) y los recursos propios aportados por el

promotor del proyecto:

RPBNRF = %

4.5.2 Medidas de liquidez

Se puede definir como liquidez de un proyecto a la capacidad del mismo para

transformar en dinero sus activos sin incurrir en pérdidas de principal, es decir, a

través de la normal explotación de la actividad del proyecto. La liquidez no es una

variable a optimizar, sino a satisfacer.




La liquidez del proyecto de inversión queda determinada por el estado de tesorería

(Estado de Origen y Aplicación de Fondos), que permite conocer cuánto dinero hace

falta y cuándo se necesita. Una vez obtenidos los diferentes saldos finales en los

distintos periodos de la vida útil sin financiación, se conocerá el volumen y el ritmo de

la demanda de fondos del proyecto. Esto permitirá el diseño, en sucesivas

iteraciones, de la mejor estructura de financiación para el proyecto.

A fin de asegurar que el proyecto cumple las necesidades de liquidez mínimas para

su correcto funcionamiento, se establecen una serie de ratios que se denominan

financieros y que se explicarán a continuación.

a) Ratio de liquidez: se define este ratio como la relación entre el activo circulante

de la empresa y su pasivo circulante, es decir, es una medida de la capacidad del

proyecto para pagar su deuda a corto plazo o, lo que es lo mismo, lo alejado que

se encuentra el proyecto de la suspensión de pagos.

PCACLIQUIDEZ =

b) Test ácido: el test ácido es la relación entre los fondos en efectivo de Caja y el

Pasivo Circulante. Este test mide la capacidad para afrontar todos los pagos a

corto plazo sólo con el efectivo en Caja, al margen de otros activos realizables en

el corto plazo:

PCCAJAÁCIDOTEST =.

c) Solvencia: la solvencia es el cociente entre el Activo Real y el Total del Exigible

o, lo que es igual, la capacidad para hacer frente al Total Exigible con el valor de

liquidación del proyecto. La solvencia informa sobre la situación de la empresa

respecto a la quiebra técnica.

EalARE Re.

=




d) Endeudamiento: se define endeudamiento como el porcentaje entre los

Recursos Ajenos y los Recursos Propios del proyecto. El endeudamiento se

puede enfocar desde dos puntos de vista distintos: se puede hacer que sea una

condición a satisfacer, como los ratios financieros definidos con anterioridad, o se

puede plantear como una variable a optimizar en busca de la mayor rentabilidad

para los promotores del proyecto y su accionariado:

RPRANTOENDEUDAMIE = %




5. METODOLOGÍA UTILIZADA PARA EL

DESARROLLO DEL ANÁLISIS ECONÓMICO

5.1 Descripción del modelo utilizado

5.1.1 Introducción

La herramienta utilizada para poder efectuar el estudio económico es una hoja de

cálculo realizada en excel adaptada a las necesidades que requiere una planta

acogida al Régimen Especial.

El libro consta de 5 hojas que contienen distintos parámetros contables que son:

- datos de partida

- estados contables

- valoración de la inversión

- cálculo IVA

- datos de la inversión.

En la hoja correspondiente a los datos de partida, tenemos los todos los datos que

nos son de utilidad para poder evaluar el resto de los parámetros económicos, como

son la inversión, potencia instalada en la planta, precio de venta de excedentes a la

distribuidora o al mercado según la modalidad elegida, horas equivalentes de

funcionamiento, rendimiento de la planta, etc.

En ella también se realizarán los primeros cálculos de ingresos por ventas de

electricidad, tratamiento de la materia prima empleada para generar electricidad (en

los casos en los que se de esta circunstancia como puede ser la energía procedente

de los residuos sólidos urbanos) y los cálculos de gastos que bien pueden ser fijos

(independientes de lo que produzca la planta) o variables (dependientes de la energía

generada en la planta). Los ingresos producidos durante toda la vida de la planta se




considerarán constantes, los gastos variarán anualmente conforme lo haga el IPC. Se

supone un incremento anual del IPC del 2,0 %.

Es en la hoja de Estados Contables en donde se empieza a evaluar la inversión de la

planta, pues en ella se encuentran la Cuenta de Resultados, el Estado de Origen y

Aplicación de Fondos y el Balance.

La Cuenta de Resultados es un estado contable con suficiente detalle de ingresos y

gastos producidos en un periodo, clasificados y agrupados según un determinado

criterio. Para la correcta medida de la rentabilidad de un proyecto de inversión es

necesario establecer de manera exacta los flujos de caja del negocio. Para ello, se

calcula esta cuenta prevista de los años en estudio y, a partir de ella, junto con el plan

de inversiones del proyecto se establece el cuadro de Estado de Origen y Aplicación

de Fondos. Con este último quedan definidos los flujos de caja necesarios para los

diferentes cálculos de rentabilidad.

El Estado de Origen y Aplicación de Fondos orienta sobre la financiación. En esta

cuenta, se encuentra el Flujo de Caja Operativo, que es el movimiento de las

operaciones del proyecto sin considerar ninguna financiación ajena a medio y largo

plazo. Este flujo se evalúa como la diferencia entre los Fondos Generados y los

Fondos Absorbidos, siendo los Fondos Generados la suma del Beneficio Después de

Impuestos y la Amortización, mientras que los Fondos absorbidos son la suma del

Activo Fijo más el Capital Circulante.

A pesar de que parece suficiente, el cálculo de la Cuenta de Resultados y del Estado

de Origen y Aplicación de Fondos debe ser completado con el cuadro de Balance a lo

largo del horizonte temporal en estudio. El Balance dará la seguridad de haber

realizado los otros estados contables de manera correcta, y de haber financiado

totalmente la variación de los activos en cada periodo. Además, el Balance es

necesario para establecer los diferentes ratios económicos y financieros del negocio,

con vistas a identificar de manera unívoca la estructura de financiación que se ha

establecido en la empresa, aunque dichos ratios no serán evaluados en esta tesis.

Con el cálculo de todos los estados contables del proyecto se tiene información




suficiente para establecer su liquidez y rentabilidad, evaluando al mismo tiempo el

riesgo del mismo.

En la hoja de Valoración de la Inversión se ve si la inversión que vamos a realizar es

rentable o no lo es, pues en ella se calculan la Tasa Interna de Retorno (TIR) del

Flujo de Caja Libre, la del Accionista y la de los Recursos Propios. Para ello,

previamente se calcularán los Flujos de Caja Libre, al Servicio de la Deuda, de los

Recursos Propios, de la Subvención (en el caso de que exista) y del Accionista.

Finalmente, existe una hoja recopilación en la que se encuentran los principales

datos de la inversión y que se han tomado como criterio en todas las plantas

sometidas a estudio con el fin de facilitar las posibles conclusiones. Los datos que

aparecen en este tipo de hoja son los correspondientes al coste de la deuda, el

impuesto de sociedades, el % de recursos propios y ajenos, el % de subvención, el

IVA y los años de periodificación de la subvención.

A continuación, se explicará con más detalle el cálculo de cada una de estas hojas y

cuentas.

5.1.2 Estados contables

5.1.2.1 Elaboración de la Cuenta de Resultados

La Cuenta de Resultados recoge los ingresos y los gastos efectuados durante el año.

Esta cuenta consta de los siguientes conceptos:

Ingresos: en donde se incluyen todos los posibles ingresos por ventas más

cualquier otra fuente posible de ingresos (como puede ser el canon de tratamiento

de los R.S.U.)

Gastos: engloba tanto los costes fijos como los variables, las amortizaciones

debidas a todos los conceptos amortizables y otros posibles gastos en los que se

pudiera incurrir.




Beneficio Operativo: calculado como la diferencia entre los Ingresos y Gastos de

cada año. A este parámetro también se le denomina BAII (Beneficio Antes de

Intereses e Impuestos).

Ingresos Financieros: se calculan como la suma de las rentas producidas por el

saldo de Caja más las Reservas y más las Inversiones Financieras Temporales, a

un tipo de interés dado. El tipo de interés a aplicar se obtendrá de la negociación

entre la sociedad promotora del proyecto y las entidades financieras.

Gastos Financieros: se calculan como la suma de los intereses a pagar por los

distintos tipos de financiación del proyecto. Se incluyen los intereses debidos a la

Deuda Financiera a Largo Plazo (Deuda Senior) y los intereses debidos a la

deuda en la que se incurre para la financiación del IVA, pagado por los diferentes

tipos de inversiones en Inmovilizado a lo largo de la vida del proyecto. A cada tipo

de deuda se le aplica una tasa de interés distinta obtenida de la negociación entre

la sociedad promotora del proyecto y las entidades financieras.

Beneficio Antes de Impuestos (BAI): resultado de sumar el Beneficio Operativo

con los Ingresos Financieros, restándole los Gastos Financieros.

Impuesto a Pagar: se obtiene de aplicar la Tasa Impositiva Tributaria al BAI. El

impuesto a pagar no es nulo cuando el Beneficio Acumulado es mayor que cero.

Entonces, si el Beneficio Acumulado del año anterior es positivo, el impuesto a

Pagar será el 35% del BDI, pero si el Beneficio Acumulado del año es negativo, es

decir, se han producido pérdidas, el impuesto a pagar será el 35 % del Beneficio

Acumulado del año.

Beneficio Después de Impuestos (BDI): resulta de restarle los Impuestos a

Pagar al BAI.

Si todo el capital invertido es propio y se han obtenido beneficios, el impuesto a pagar

será el beneficio por el Impuesto de Sociedades. Si no hay beneficio no se pagarán

impuestos.




Paso a Reservas: son una parte de los beneficios que los propietarios no retiran

de la empresa.

Dividendos: es la parte del beneficio que se reparte a los accionistas, es decir, la

parte del Beneficio Neto que no se destina a Reservas.

A continuación se explica cómo se calcula cada una de estas cuentas para cada año

del horizonte temporal considerado en el proyecto:

INGRESOS = INGRESOS POR VENTA DE ELECTRICIDAD (miles €)

Ingreso por venta de electricidad a la distribuidora (miles €) = Electricidad

Producida (kWh)*((precio tarifa regulada (€/kWh) + c. por reactiva (€/kWh) - costes

por desvíos (€/kWh))/1.000

Ingreso por venta de electricidad al mercado (miles €) = Electricidad Producida

(kWh)* (precio de venta mercado diario (€/kWh) + prima (€/kWh) + incentivo

participación en el mercado (€/kWh) + c. garantía de potencia (€/kWh) + c. por

reactiva (€/kWh) - costes por desvíos (€/kWh) - coste agente vendedor

(€/kWh))/1.000

Electricidad Producida (kWh) = Potencia Neta (MW) *HEPC (h) *1.000

GASTOS = COSTE DE COMBUSTIBLE + COSTE DE OPERACIÓN Y

MANTENIMIENTO – GASTOS FINANC. + INGRESOS FINANC. + AMORTIZACIÓN

Coste de combustible (miles €) = Gasto de Combustible (kWh PCI)*1,11* precio

de combustible (€/kWh PCS)

Gasto de Combustible (kWh PCI) = Potencia Neta (kW)* HECP (h)/ Rendimiento Neto

Coste de Operación y Mantenimiento (miles €) = Coste Fijo de O y M (miles €) +

Coste Variable de O y M (miles €)

Coste variable de O y M (miles €) = Coste Variable de O y M (€/kWh)* Potencia Neta (kW)*HEPC

(h)/1.000




Gastos Financieros = Intereses de la Deuda

Ingresos Financieros = Interés Inversiones* Inversiones Financieras Temporales

Amortización (miles €) = Amortización Inversión + Amortización Intercalarios

BENEFICIO OPERATIVO = INGRESOS – GASTOS

BENEFICIO DESPUÉS DE IMPUESTOS = BENEFICIO OPERATIVO – IMPUESTO

OPERATIVO

Impuesto Operativo = Beneficio Operativo* Tasa Impositiva

RESERVAS = Acumulación del Beneficio Después de Impuestos hasta completar el

20% del Capital Social

DIVIDENDOS = Beneficio Después de Impuestos una vez completadas las Reservas

5.1.2.2 Cálculo del Estado de Origen y Aplicación de Fondos

Fondos Generados: son calculados como la suma del Beneficio Operativo (BAII)

más las Amortizaciones Totales.

Amortización Total: incluye la Amortización de las Inversiones Generales, que

se realizará de manera lineal en los años que se establezcan (su valor es variable

dependiendo del tipo de tecnología que se estudie), más la Amortización de

los Intereses Intercalarios (lineal).

Variaciones en el Fondo de Maniobra: se obtienen de restar el Fondo de

Maniobra del año de estudio al Fondo de maniobra del año anterior. Por Fondo de

Maniobra entendemos la diferencia entre la cuenta de Clientes y la de

Proveedores y Acreedores (Activo Circulante menos Pasivo Circulante). Se ha

supuesto que la única Deuda a Corto Plazo se debe a la financiación del IVA de

las inversiones, y la trataremos de forma diferenciada, por lo que no es incluida en

el cálculo del Fondo de Maniobra.




- Cuenta de Clientes: la Cuenta de Clientes es un Activo Circulante del Balance

y viene determinada por el Periodo Medio de Cobro (PMC). Éste último

parámetro se define como el número de días medio en que se aplazan los

cobros de las cantidades adeudadas por los clientes. La cantidad

correspondiente a esta cuenta se calcula como:

365* PMCVentasClientes =

- Cuenta de Proveedores y Acreedores: la Cuenta de Proveedores y Acreedores

pertenece al Pasivo Circulante del Balance y viene determinada por el Periodo

Medio de Pago (PMP), que se define como el número de días medio en que se

aplazan los pagos de las cantidades que se adeudan a los proveedores. La

cantidad correspondiente a esta cuenta se calcula como:

365*Pr PMPComprasoveedores =

Variación del Nivel Mínimo de Tesorería: indica el flujo de fondos hacia la caja

como consecuencia del comienzo de las operaciones. Se valora con el parámetro

Nivel Mínimo de Tesorería establecido como el montante equivalente a un número

de días sobre el total de las ventas anuales.

IVA repercutido Ventas: es la aplicación del IVA (16%) al total de las Ventas

Netas.

Flujo de Caja Operativo: es el movimiento de fondos de las operaciones del

proyecto sin considerar ninguna financiación ajena a medio y largo plazo. Se

calcula como la suma de los Fondos Generados menos las Inversiones, menos el

IVA soportado Inversiones, más el IVA devuelto Inversiones, más el IVA

repercutido ventas, menos el IVA desembolsado por efecto Subvención, menos el

Impuesto de Sociedades, más las Variaciones debidas al Fondo de Maniobra y a

la Tesorería. A continuación se describirá de manera más detallada:




(+) Fondos Generados (-) Inversiones

(-) IVA soportado inversiones (+) IVA devuelto inversiones (+) IVA repercutido ventas

(-) Impuesto de Sociedades (+) Variación Fondo Maniobra

(+) Variación Tesorería

(=) Flujo de Caja Operativo

Intereses Intercalarios: son los intereses devengados durante el periodo de

construcción como consecuencia de financiar parte del proyecto con deuda y

debido a la imposibilidad de amortizar la inversión durante dicho periodo.

Ahorro en el Impuesto de Sociedades por Apalancamiento: disminución de la

cantidad a abonar a la Hacienda Pública por el descuento en los beneficios que

supone el pago de intereses por deuda financiera.

Necesidades Totales de Financiación: para calcularlas se restan todas las

salidas de fondos debidas a las inversiones.

Financiación de proyecto: se repartirá entre la Aportación de Capital, las

Disposiciones de Deuda Senior, de la Subvención a Fondo Perdido, de la

Subvención a Interés Nulo.

A continuación, se detalla el cálculo de cada una de estas cuentas:

FONDOS GENERADOS = BENEFICIO OPERATIVO + AMORTIZACIÓN

FLUJO DE CAJA OPERATIVO = FONDOS GENERADOS – AUMENTO DEL

FONDO DE MANIOBRA – AUMENTO NIVEL MÍNIMO DE TESORERÍA- INVERSIÓN

- IMPUESTO OPERATIVO – IVA INVERSIÓN




Aumento del Fondo de Maniobra = (Clientes – Acreedores)i – (Clientes –

Acreedores)i-1

Aumento del Nivel Mínimo de Tesorería = Tesoreríai – Tesoreríai-1

Inversión = Inversión en Activos Fijos

IVA Inversión = Inversión* Tasa IVA* 11/12

NECESIDAD DE FONDOS = FLUJO DE CAJA OPERATIVO + INGRESOS

FINANCIEROS- GASTOS FINANCIEROS – INTERESES INTERCALARIOS +

AHORRO IMP. DE SOCIEDADES POR APALANCAMIENTO

ORÍGENES DE FONDOS = APORTACIÓN CAPITAL – DIVIDENDOS + DEUDA IVA

INVERSIONES + INCREMENTO /DISMINUCIÓN DEUDA

Aportación Capital = Inversión * Recursos Propios %

Deuda IVA Inversiones = IVA Soportado Inversiones

Incremento/ Disminución Deuda = Deudai – Deudaii-1

5.1.2.3 Cálculo del Balance Anual

En el cálculo del Balance Anual, se considerará que todos los resultados obtenidos

para cada año están acumulados, es decir, el valor en cada año es la suma de los

valores de todos los años anteriores más el valor en cuestión.

El balance da la seguridad de haber realizado los estados contables de manera

correcta y de haber financiado totalmente la variación de los activos en cada periodo.

CUENTAS DE ACTIVO

INMOVILIZADO NETO: es la diferencia entre el Inmovilizado Amortizable y la

Amortización Acumulada.




- Inmovilizado Amortizable: se incluyen las inversiones en inmovilizado, las

inversiones recurrentes y los intereses intercalarios.

- Amortización Acumulada: incluye todos los conceptos amortizables, explicados

con anterioridad en el cálculo del Estado de origen y Aplicación de Fondos.

ACTIVO CIRCULANTE: es la suma de las cuentas de Clientes, Existencias,

Ingresos Financieros Temporales, Caja y, finalmente, Hacienda Pública deudora

por IVA de Inversión.

- Clientes: el cálculo del saldo en la Cuenta de Clientes ya ha sido descrito con

anterioridad.

- Inversiones Financieras Temporales: esta cuenta incluye el excedente de Flujo

de Caja después del reparto de dividendos, acumulado durante el horizonte

temporal en estudio.

- Caja: el saldo de la cuenta de Caja será el Nivel Mínimo de Tesorería.

- Hacienda Pública Deudora por IVA Inversión: representa la parte que

Hacienda debe a la sociedad y que ésta todavía no ha cobrado. Por cuestiones

de homogeneidad en el cálculo, se considera que el IVA de las inversiones se

factura de manera anual en todos los años del horizonte temporal.

CUENTAS DE PASIVO

FONDOS PROPIOS: es la suma del Capital Social, las Reservas y los Resultados

del Ejercicio.

- Capital Social: representa el capital aportado por los accionistas para el

desarrollo del proyecto. Se calcula como el acumulado de las aportaciones de

capital por parte de los socios.

- Reservas: incluirán al menos la Reserva Legal (20 % del Capital Social),

pudiendo incluir la Reserva Estatutaria cuando exista.

- Resultado del Ejercicio: es el Beneficio Neto (BDI) del ejercicio.




TOTAL DEUDA FINANCIERA: representa la deuda total que la sociedad tiene

con las entidades financieras. Es la suma de la Deuda Financiera a Corto Plazo,

en la que se incluye la Deuda por IVA de las Inversiones, y la Deuda Financiera

Senior o a Largo Plazo.

PASIVO CIRCULANTE: es la suma de la Deuda Financiera a Corto Plazo por IVA

más los Acreedores a Corto Plazo.

- Acreedores a Corto Plazo: es la suma de las cuentas de Proveedores y

Acreedores a Medio Plazo más la Hacienda Pública Acreedora más la

Hacienda Pública Acreedora por IVA.

- Proveedores y Acreedores: el cálculo del saldo de esta cuenta ya ha sido

descrito con anterioridad.

- Hacienda Pública Acreedora: incluye el pago de impuestos sobre los

beneficios del año, es decir, representa el Impuesto de Sociedades que se

debe para a Hacienda.

- Hacienda Pública Acreedora por IVA Ventas - Compras: es saldo de esta

cuenta de pasivo se calcula considerando una facturación mensual del IVA por

el funcionamiento normal del negocio.

A continuación, se detalla cómo se calcula el balance:

ACTIVO = INMOVILIZADO NETO + ACTIVO CIRCULANTE.

Inmovilizado Neto = Inmovilizado Amortizable – Amortización Acumulada

Activo Circulante = Clientes + Existencias + Inv. Financieras Temporales + Caja +

Hac. Pública Deudora IVA Inversión

PASIVO = FONDOS PROPIOS + EXIGIBLE

Fondos Propios = Capital Social + Reservas + Dividendos a Repartir + Resultado

del Ejercicio




Exigible = Deuda Financiera Largo Plazo + Pasivo Circulante

Deuda Financiera L/P = Deuda Senior

Pasivo Circulante = Deuda Finan. C/P + Proveedores y Acreedores + Hac. Públ. Acreedora + Hac.

Públ. Acreedora IVA Ventas- Compras

CUADRE = ACTIVO – PASIVO

5.1.3 Valoración de la inversión

Para valorar la inversión realizada para la posible ejecución del proyecto, nos hemos

servido de los siguientes parámetros:

- Flujo de Caja Libre

- Flujo de Caja al Servicio de la Deuda

- Flujo de Caja de los Recursos Propios

- Flujo de Caja de la Subvención

- Flujo de Caja del Accionista.

Todos estos flujos de caja verifican la siguiente ecuación:

FLUJO DE CAJA LIBRE + AHORRO FISCAL POR APALANCAMIENTO = FLUJO DE CAJA DE LOS RECURSOS PROPIOS + FLUJO DE CAJA AL SERVICIO DE LA DEUDA + FLUJO DE CAJA DE LA SUBVENCIÓN

A continuación se describe cada uno de estos Flujos de Caja.

5.1.3.1 Flujo de Caja Libre

El Flujo de Caja Libre es el rendimiento que la empresa obtiene de la explotación de

sus activos, con independencia de la forma de financiarlos.




El Flujo de Caja Libre se calcula como el Flujo de Caja Bruto, menos la Inversión en

Activos Fijos de Explotación, menos la Variación del Fondo de Maniobra, y, menos el

Saldo IVA Inversiones.

Se observará que, efectivamente, a la hora de calcular el Flujo de Caja no interviene

ninguna de las cuentas relacionadas con el tipo de financiación.

FLUJO DE CAJA LIBRE = FLUJO DE CAJA BRUTO – INVERSIÓN EN ACTIVOS FIJOS DE EXPLOTACIÓN - VARIACIÓN DEL FONDO DE MANIOBRA – SALDO IVA INVERSIONES

FLUJO DE CAJA BRUTO = BAIDT + AMORTIZACIÓN DE ACTIVOS FIJOS DE EXPLOTACIÓN

BAIDT = BAIT – Impuestos sobre el BAIT

BAIT = Ingresos – Gastos – Amortización Activos Fijos de Explotación

Impuestos sobre el BAIT = BAIT * Impuesto de Sociedades

Amortización de Activos Fijos de Explotación = Amortización general

INVERSIÓN EN ACTIVOS FIJOS DE EXPLOTACIÓN = Inversión en Activos Fijos +

Inversiones Recurrentes

VARIACIÓN DEL FONDO DE MANIOBRA: explicado en el apartado 5.1.1.2

SALDO IVA INVERSIONES = IVA soportado Inversiones – IVA devuelto inversiones;

(ya explicados en el apartado correspondiente al Estado de Origen y Aplicación de

Fondos)

Una vez calculado el Flujo de Caja Libre se calculará la TIR del Flujo de Caja Libre.




5.1.3.2 Flujo de Caja al Servicio de la Deuda

El Flujo de Caja al Servicio de la Deuda se define como el flujo de caja generado que

se destina a retribuir a los prestamistas por la financiación recibida.

El Flujo de Caja al Servicio de la Deuda se calcula como:

FLUJO DE CAJA AL SERVICIO DE LA DEUDA = GASTOS FINANCIEROS – NUEVA DEUDA + DEVOLUCIÓN DE LA DEUDA – INGRESOS FINANCIEROS EXCEDENTES DE TESORERÍA

En los GASTOS FINANCIEROS se incluyen los Intereses Intercalarios en el periodo

previo a la puesta en marcha de la planta pues éstos son los intereses devengados

durante le periodo de construcción como consecuencia de financiar parte del

proyecto con deuda y debido a la imposibilidad de amortizar la inversión durante

dicho periodo.

NUEVA DEUDA: se denomina así, a los nuevos préstamos que pide la sociedad

durante el periodo de explotación. Se considera como un ingreso porque es una

cantidad que se ingresa a la sociedad aunque en realidad la tenga que devolver al

cabo de un determinado tiempo. Se calcula:

NUEVA DEUDA = Total Deuda Financierai - Total Deuda Financierai-1

DEVOLUCIÓN DE LA DEUDA: como su nombre indica, es el capital devuelto a la

entidad financiera tras haberse realizado el préstamo. La manera de calcularla es

igual a la de la Nueva Deuda:

DEVOLUCIÓN DE LA DEUDA = Total Deuda Financierai - Total Deuda Financierai-1

Si ésta diferencia es mayor que cero, entonces se contabilizará como Nueva Deuda

mientras que si es menor o igual que cero se contabilizará como Devolución de la

Deuda.




INGRESOS FINANCIEROS EXCEDENTES DE TESORERÍA: son los ingresos

obtenidos como consecuencia de haber financiado el proyecto con parte de capital

ajeno.

5.1.3.3 Flujo de Caja de los Recursos Propios

El Flujo de Caja de los Recursos Propios se calcula como:

FLUJO DE CAJA DE LOS RRPP = FLUJO DE CAJA LIBRE + AHORRO FISCAL POR APALANCAMIENTO – FLUJO DE CAJA AL SERVICIO DE LA DEUDA – FLUJO DE CAJA POR SUBVENCIÓN

El Ahorro Fiscal por Apalancamiento es el ahorro de impuestos del que se beneficia

la Sociedad como consecuencia de haber pedido financiación ajena.

5.1.3.4 Flujo de Caja del Accionista

Es el flujo resultante de deducir del Flujo de Caja Libre, el importe de las cargas

financieras y las devoluciones de principal.

El Flujo de Caja del Accionista se calcula como:

FLUJO DE CAJA DEL ACCIONISTA = DIVIDENDOS – APORTACIÓN DE CAPITAL + LIQUIDACIÓN DE LA SOCIEDAD

La Liquidación de la Sociedad se efectúa en el último año de vida operativa del

proyecto.

En el caso de que la deuda fuese nula, el Flujo de Caja del Accionista sería igual al

Flujo de Caja Libre; por esta razón en el cálculo del Flujo de Caja del Accionista

influye la estructura de financiación que la compañía hubiese adoptado para cada

periodo.

Actualizando este Flujo de Caja en función de la rentabilidad exigida por el accionista

se puede obtener el valor de las acciones de la compañía en el mercado.




No se debe confundir el Flujo de Caja del Accionista con el dividendo repartido a los

accionistas; el Flujo de Caja del Accionista sería el máximo dividendo legalmente

disponible que se podría repartir.

En el caso de que este flujo fuese positivo, se puede destinar a reparto de

dividendos, a recomprar acciones o reducir el nominal de las mismas, a la reinversión

en el Proyecto o a la dotación de cuentas de reserva.

5.1.4 Datos de la inversión

Para cada uno de los estudios efectuados, se tomarán en común los parámetros

indicados en la tabla 5-1: Tabla 5-1: Datos de financiación

Coste de la Deuda 6%Impuesto de Sociedades 35%% Recursos Propios 23,26%

Fondo Perdido 50%Interés Nulo 50%% Subvención

En ambas familias, el porcentaje de los recursos propios para las inversiones es de

un 23,26%. No se tendrá en cuenta ningún tipo de subvención a excepción del caso

de la central solar fotovoltaica de 1 MW, pues como se verá posteriormente, este tipo

de proyectos están más dirigidos a I+D que a la obtención de beneficios ya que son

tecnologías que todavía no se obtienen los rendimientos suficientes como para

ofrecer rentabilidades adecuadas. La subvención estimada es del 50%, siendo el

50% de ésta a crédito con interés nulo y el otro 50% subvención con fondo perdido.

Una subvención es a Interés nulo cuando devuelves exactamente la misma cantidad

que te prestan mientras que una subvención está a Fondo Perdido cuando no

devuelves lo que te prestan.

Otros datos utilizados se pueden ver en la tabla 5-2:




Tabla 5-2: Otros datos

IVA 16%IPC 2%Nivel Mínimo de Tesorería 2 díasPMC (Periodo Mínimo de Cobro) 60 díasPMP (Periodo Mínimo de Pago) 45 días

5.1.5 Valoración de la Rentabilidad del Proyecto

Para valorar la Rentabilidad propia del proyecto, independientemente de la estructura

financiera que se utilice, usaremos el Flujo de Caja Operativo, explicado en el

apartado 5.5.2.

Los criterios que vamos a utilizar para decidir si una inversión es rentable o no nos

fijaremos en los resultados obtenidos del Flujo de Caja Libre.

5.2 Criterios de cálculo de variables clave de entrada

5.2.1 Estructura de las inversiones de las tecnologías estudiadas

5.2.1.1 Energía Solar Fotovoltaica

El coste de implantación de la energía solar fotovoltaica depende de factores como el

tipo de aplicación (aislada o conectada), el desarrollo de los procesos de fabricación,

el tamaño y el tipo de tecnología y las condiciones de mercado. La introducción de

nuevas firmas en el mercado, la eliminación de inventarios u otros relacionados con

la estrategia comercial de las empresas que operan en este mercado también

influyen en el coste de inversión de estos proyectos.

En la figura 5-1 se muestra el desglose del coste total del proyecto.




Figura 5-1: Distribución de la inversión en una central solar fotovoltaica (en %)

5.2.1.2 Energía Solar Térmica

Los factores que más influyen en el coste de la inversión de una central solar

termoeléctrica, tal y como se puede apreciar en la figura 5-2, son los colectores del

campo solar (46%), el generador de vapor solar y el sistema de transferencia de calor

(ambos suponen un 4% de la inversión), el sistema de almacenamiento térmico

(15%), la turbina/generador/condensador suponen el 6%, la obra civil el 8%, el

montaje y puesta en marcha el 7%, mientras que el balance de planta supone el 9%

y la subestación de transformación el 1%.

Costes de instalación

24%Módulos

fotovoltaicos47%

Costes de componentes

convencionales3%

Inversores4%

Gestión e ingeniería del proyecto

20%

Equipo de monotorización

2%




Figura 5-2: Distribución de la inversión en una central solar termoeléctrica (en %)

5.2.1.3 Energía Eólica

España se ha convertido en uno de los países líderes del mercado, tanto en

proyectos ejecutados como en innovación tecnológica. Gamesa y Made se

encuentran entre las 10 primeras empresas fabricantes de aerogeneradores a nivel

mundial, con una cuota de mercado respectiva en 2001 del 9,3% y 2,7%. Estos dos

fabricantes, junto con Ecotecnia (también española) y Neg Micon cubren el 85% del

total de la potencia instalada en España en el año 2002.

El reparto porcentual de la inversión en un parque eólico está evaluado del siguiente

modo como puede verse en la figura 5-3: el 75% corresponde a los

aerogeneradores, el equipamiento electromecánico incluida la línea de transporte el

14% y la obra civil el 6%, siendo el 5% restante el correspondiente a los estudios de

evaluación de recursos eólicos, impacto ambiental, promoción, tramitación de

permisos e ingeniería.

Colectores campo solar46%

Otros gastos10%

Obra civil8%

Montaje y puesta en marcha

7%

Sist. almacenamiento

térmico15%

Sist. de transferencia de

calor4%

Generador de vapor solar4%

Turbina/Generador/Condensador

6%




Figura 5-3: Distribución de la inversión en un parque eólico (en %)

La inversión a realizar para la instalación de un parque eólico se ve afectada

especialmente por el coste de los aerogeneradores y del equipamiento eléctrico

necesario para la interconexión (su cuantificación pasa por alcanzar un acuerdo

previo con la compañía distribuidora de electricidad que tenga en cuenta no sólo los

costes de la línea de conexión sino las modificaciones que se requieran en la red de

distribución o transporte).

En el caso de los costes de conexión, tasas de administración, y costes de terrenos,

estos valores son difíciles de cuantificar, pero están sufriendo un incremento

progresivo en los últimos años.

Los costes de explotación medios suponen un 3% de los costes de inversión. Se

prevé que permanezcan constantes en moneda corriente debido a la compensación

que supondrá la disminución del coste de los repuestos con el del aumento del resto

de las partidas que conforman estos gastos.

5.2.1.4 Energía Minihidráulica

Los factores que influyen en el coste de la inversión y de implantación de una central

hidroeléctrica son principalmente la orografía del terreno, el porcentaje del terreno

público y privado, el tamaño de la instalación, los accesos, los caudales a turbinar, la

Aerogeneradores75 %

Obra civil6%

Eq. Electromecánico14%

Diversos estudios5%




altura del salto, la situación a pie de presa o fluyente, el punto de interconexión y la

tensión de la línea de evacuación.

La inversión necesaria para acometer un proyecto de central hidroeléctrica se

distribuye tal como se recoge en la siguiente figura 5-4:

Figura 5-4: Distribución de las inversiones en una minicentral hidroeléctrica (en %)

5.2.1.5 Energía procedente de R.S.U.

La inversión de una planta de incineración de residuos sólidos urbanos (R.S.U.) se ve

afectada por la cantidad y calidad de los residuos a tratar, determinantes ambos

parámetros de la capacidad mecánica y térmica del horno- caldera, y como

consecuencia de la línea completa del proceso.

El coste del horno- caldera podría suponer un 40% de la inversión y el sistema de

depuración de gases un 25%.Los costes totales anuales de explotación, incluida la

gestión de residuos de combustión, serían del orden del 10% de la inversión

realizada.

En la figura 5-5 podemos ver representada esta variación porcentual.

Obra civil40%

Ingeniería y dirección de

obra8%

Eq eléctricos, regulación y

control22%

Grupo turbogenerador

30%




Figura 5-5: Distribución de las inversiones en una planta de R.S.U. (en %)

5.2.2 Estimación del precio del mercado

La liquidación del mercado de producción de energía eléctrica es el proceso mediante

el cual se determinan los derechos de cobro y las obligaciones de pago de cada uno

de los agentes para cada periodo horario de programación.

El operador del mercado, como responsable de la gestión económica del sistema,

con la colaboración del operador del sistema, lleva a cabo la liquidación y comunica a

los agentes las obligaciones de pago y derechos de cobro a que da lugar el mercado

de producción.

A efectos de liquidación, el precio final de la energía estará constituido por los

siguientes ingresos:

- precio de casación de ofertas y demandas del Mercado Diario

- precio coste derivado de desviaciones por restricciones técnicas incluidas

en el programa diario viable

- precio casación del Mercado Intradiario

- coste de la garantía de potencia

Otros gastos25%

Gest. res combustión

10%S. depuración de

gases25%

Coste horno-caldera

40%




- precio obtenido de la casación de las ofertas y demandas en el mercado de

servicios complementarios

- las correcciones a que haya lugar como consecuencia de las desviaciones o

alteraciones de la programación horaria final.

El mercado se organiza mediante sesiones en donde los agentes ofertan sus

producciones y consumos a la Compañía Operadora del Mercado Español de

Electricidad, S.A. en horizontes progresivamente más cercanos al tiempo real de

producción y consumo. Existe una sesión del mercado diario con horizonte de

programación diario y hasta seis sesiones del mercado intradiario con horizontes de

programación que varían entre 28 y 9 horas, en donde los agentes toman posiciones

que cubren su previsión inicial y cualquier desviación que progresivamente vayan

anticipando. Estos mercados cubren la práctica totalidad de la energía negociada y el

precio horario que resulta en cada uno de estos mercados, se establece sobre la

base del cruce de las curvas de oferta y demanda.

Conocidos los resultados de la casación del mercado diario, existe un mecanismo

conjunto de resolución de restricciones técnicas entre el operador del mercado y el

operador del sistema correspondiendo al operador del sistema el análisis de

seguridad y la determinación de requerimientos derivados de dicho análisis y al

operador del mercado el recuadre en energía.

Como resultado de la resolución de restricciones técnicas se retiran unas ofertas de

venta, previamente casadas, al precio marginal de la hora que corresponda y se

incorporan otras ofertas presentadas a su precio de oferta. El sobrecoste de esta

operación se repercute entre todas las adquisiciones de energía incorporadas en el

programa base de funcionamiento.

La función de REE es intentar igualar la generación y el consumo, pues se pueden

producir desvíos considerables entre éstos, o bien, los grupos en regulación

secundaria pueden verse en la necesidad de operar cerca del límite (superior o

inferior) de la banda de regulación dejando al sistema eléctrico sin reserva para hacer

frente a nuevas solicitaciones de regulación.




En el primer caso, el operador del sistema puede convocar una gestión de desvíos,

procedimiento que se resuelve mediante una subasta y, en segundo caso,

reprogramar algunas unidades para reponer el punto de operación de las unidades

que están regulando secundaria (regulación terciaria).

En la gestión de desvíos, el operador del sistema define el perfil temporal esperado

de la energía que necesita y solicita a los generadores ofertas (al alza o a la baja)

necesarias para cubrir la diferencia. La subasta tiene un horizonte que cubre el plazo

temporal necesario hasta la aparición del siguiente intradiario, con objeto de dar

oportunidad a los agentes a que libremente ajusten sus posiciones. En caso de

utilizar terciario, el operador llama a las unidades disponibles en orden de mínimo

coste utilizando un buzón dinámico de ofertas (los generadores actualizan de forma

continua la potencia disponible en este servicio). La utilización de una unidad supone

que todas las anteriormente utilizadas en este concepto, en el mismo periodo horario,

reciben el mismo precio.

Aunque los agentes fueran perfectamente anticipadores de las cargas que

posteriormente inyectarían o tomarían de la red, una hora es demasiado tiempo en

las leyes físicas del sistema. Dentro de la hora es necesario equilibrar generación y

demanda de forma que los desvíos filtrados a los sistemas vecinos sean admisibles.

Este es el objetivo de la llamada regulación secundaria del sistema eléctrico. Esta

regulación consiste en que unas cuantas unidades del sistema se sometan al mando

de un control automático, el cual se encarga de variar la potencia inyectada en la red

para minimizar el saldo de desvío intercambiado con la UCPTE (el sistema eléctrico

al cual está conectado toda la Europa Occidental).

Los agentes eligen libremente la necesidad global del sistema eléctrico. REE define

esta necesidad en términos de una “ banda de potencia” (capacidad del sistema en

su conjunto para absorber o entregar energía bajo el mando del control automático) y

promueve una subasta para satisfacerla. Los oferentes suministran las cantidades

que pueden aportar a ella y sus precios asociados, con lo que, como resultado de la

subasta, se obtienen las unidades que cubrirán la regulación secundaria del sistema




y el precio de la banda que es el marginal correspondiente y al que serán retribuidas

todas las unidades asignadas. Para poder satisfacer las necesidades del control

automático en tiempo de operación, es necesario telemandar las unidades asignadas

con el controlador central del sistema, dado que la actualización de las consignadas

de producción se realiza cada pocos segundos.

La demanda y el resto de unidades productoras no integradas en el control no son

ajenos a su resolución. Implícitamente toda unidad que no aporta servicio de

regulación la toma y, por lo tanto, debe hacer frente a los costes.

Todos estos mecanismos deben necesariamente reflejarse en la formación de los

precios de los compradores y vendedores en el mercado. Debido a que no todos ellos

requieren de los mismos servicios, no puede hablarse de un precio único, ni siquiera

aún de dentro de una misma hora, por consiguiente, el precio horario final es distinto

para cada agente.

En resumen podemos decir que el pago por venta de energía eléctrica se divide en

dos partes: el valor de la energía desviada a precios del Mercado Diario y el

sobrecoste que el desvío introduce en el sistema. Mientras que la primera parte se

obtiene directamente como producto de la energía desviada por el precio, la segunda

se determina a partir de la diferencia entre el valor del segmento correspondiente

(desvío y energía secundaria y terciaria) y el valor de la misma energía valorada a

precios de mercado diario.

Para realizar los análisis de rentabilidad de los proyectos a estudiar, se tendrán en

cuenta el precio de casación del Mercado Diario y la Garantía de Potencia.

5.2.2.1 Garantía de potencia

La determinación de los pagos y cobros por garantía de potencia están regulados por

la orden de 17 de diciembre de 1998, la cual se modifica el 29 de diciembre de 1997.

El R.D. Ley 6/2000 de nuevo introduce modificaciones en la retribución por garantía

de potencia.




El objeto de la retribución de potencia tiene por objeto asignar una señal económica

para la permanencia e instalación de capacidad de generación en el sistema

eléctrico, consiguiendo de este modo un nivel de garantía de suministro adecuado.

Las instalaciones con derecho al cobro por garantía de Potencia son las unidades de

producción de energía eléctrica del Régimen Ordinario obligadas a presentar oferta

en el mercado de producción, que acrediten un funcionamiento mínimo de 480 horas

equivalentes a plena carga anuales.

Aquéllas instalaciones pertenecientes al Régimen Especial de instalaciones de más

de 50 MW acogidas al R.D. 2366/94, las instalaciones de autoproductores de más de

5 MW, que utilicen la cogeneración u otras formas de producción térmica de

electricidad asociadas a actividades no eléctricas siempre que supongan un alto

rendimiento energético y satisfagan los requisitos de rendimiento que se

determinen, tanto acogidos al R.D. 2366/94 como al R.D. 2818/98, y los productores

en Régimen Especial de potencia instalada mayor de 1 MW acogidos al

R.D. 2818/98 y que realicen un contrato anual para vender sus excedentes de

energía en el mercado, tendrán derecho al cobro de garantía de potencia.

No tendrán derecho a cobro por garantía de potencia aquéllas instalaciones de

producción en Régimen Especial que se integren en el mercado de producción sin

presentación de ofertas.

En los casos a estudiar, hemos supuesto que todas las instalaciones tendrán derecho

a cobro por garantía de potencia a excepción de la instalación de energía solar

fotovoltaica por tener una potencia instalada inferior a 1 MW.

5.2.2.2 Servicios Complementarios

Los Servicios Complementarios, pueden ser de carácter obligatorio o potestativo.

Considerando esta clasificación, los servicios complementarios obligatorios serán la

regulación primaria y el control de tensión, mientras que serán servicios

complementarios potestativos la regulación secundaria, terciaria, control de tensión

(excedentes) y reposición de servicio.




El operador del sistema, previo informe de la Comisión Nacional de la Energía (CNE),

determinará qué servicios complementarios tienen consideración de obligatorios y

cuáles de potestativos.

Para la asignación de servicio complementario de regulación primaria el operador del

sistema publicará con carácter anual el porcentaje mínimo de variación de carga así

como la velocidad máxima de respuesta ante diferentes desviaciones de frecuencia.

Para la asignación del servicio complementario de regulación secundaria, el operador

del sistema publicará cada día junto con el programa diario viable provisional los

requerimientos horarios para el día siguiente, abriendo un periodo de recepción de

ofertas, procediendo a la ejecución del algoritmo de asignación según se establece

en los procedimientos.

Para la asignación de servicio complementario de regulación terciaria, antes de las 24

horas de cada día los agentes deberán mandar sus ofertas horarias de cambio de

carga en 15 minutos. Estas ofertas serán modificadas de forma continua en función

de los cambios de programa que tengan las diferentes unidades de producción por

procesos posteriores a la declaración inicial.

Para la asignación del servicio complementario de control de tensión el operador del

sistema establecerá con carácter anual el requerimiento mínimo de absorción o

generación de reactiva en las unidades de producción, siendo libre el incremento de

oferta sobre el requerimiento mínimo.

Para la asignación del servicio complementario de reposión de servicio, el operador

del sistema establecerá con carácter anual los planes de reposición zonales y

nacionales con las ofertas de las diferentes unidades de producción. Actualmente

este servicio complementario no es retribuido manteniéndose los planes previos a la

entrada en vigor de la ley de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico.




5.2.2.3 Estimación del precio de venta de excedentes

La estimación del precio de venta de excedentes a la Distribuidora se compone de

dos sumandos:

- precio de tarifa regulada: será un porcentaje sobre el precio publicado de la

tarifa media de referencia según el tipo de instalación

- complemento por energía reactiva: se fija como un porcentaje de la Tarifa

Eléctrica Media o de Referencia de cada año

Aquéllas instalaciones cuya potencia nominal sea superior a 10 MW, tendrán la

obligación de comunicar sus previsiones de excedentes a la compañía Distribuidora

repercutiéndoles un coste por desvíos por cada periodo de programación en el que la

producción real se desvíe más de la tolerancia permitida respecto a su previsión.

Dicha tolerancia será del 20% para los grupos b.1 y b.2 definidos en el R.D. 436/04, y

del 5% para el resto de grupos de dicho R.D. 436/04.

El coste de los desvíos de cada mes, será el 10% del resultado de multiplicar la Tarifa

Eléctrica Media o de Referencia de cada año por la suma de todos los desvíos de

dicho mes que hayan excedido las tolerancias fijadas mencionadas anteriormente.

La estimación del precio de venta de excedentes al Mercado se compone de seis

sumandos:

- precio mercado organizado: precio medio mercado diario informe OMEL

octubre 2005

- prima: se fijará en función del grupo y subgrupo al que pertenezca la

instalación, así como de su potencia instalada

- complemento por reactiva: se fija como un porcentaje de la Tarifa Eléctrica

Media o de Referencia de cada año

- incentivo por participación en el mercado: se fijará en función del grupo y

subgrupo al que pertenezca la instalación, así como de su potencia instalada

- garantía de potencia: definida en el apartado 5.2.2.1 de la presente tesis




- coste agente vendedor: en algunos casos, se considerará el coste de un

agente vendedor que gestione las ventas de excedentes

Al igual que en el caso de venta a través de la Distribuidora, aquéllas instalaciones de

potencia superior a 10 MW que se hayan desviado respecto a sus previsiones por

encima de los porcentajes estipulados según el grupo o subgrupo al que pertenezcan

se les imputará un coste por desvíos.

En las siguientes tablas, se pueden apreciar los precios que se han considerado para

la venta de excedentes en el año 2005. El valor de la tarifa media de referencia que

se utiliza para los cálculos de tarifas, primas e incentivos es 7,3304 cent€/kWh

(correspondiente al R.D. 2392/04, de 30 de diciembre por el que se establece la

tarifa eléctrica para el 2005). La variación anual de precios de venta, en ambos

casos, a lo largo de la vida útil del proyecto se ha considerado de un 1,7%, que es el

incremento del valor de la TMR de 2004 (7,2072 cent€/kWh) frente a la publicada

para 2005.



Tabla 5-3: Estimación precios de venta de excedentes 2005 instalación solar fotovoltaica P< 100 kW

575% TMR 460% TMR42,1498 33,7198

Precio Mercado Organizado (2)

Complto. por Garantía de Potencia (3)

Complto. por Energía Reactiva (4) 0,0000 0,0000

Costes de Desvíos (5)

PRECIO MEDIO FACTURACIÓN (cent€/kWh) 42,1498 33,7198

Costes de Agente Vendedor (6)

PRECIO MEDIO COMPARATIVO (cent€/kWh) 42,1498 33,7198

NOTAS:(1) TMR Año 2005: 7,3304 cent€ /kWh. Instalación <100 kW:575% TMR- 1er al 25º año; 460% TMR- resto(2) Informe OMEL octubre 2005(3) Estimación para las instalaciones solares fotovoltaicas(4) Para instalaciones P<100 kW se estima que no compensa medir y facturar reactiva(5) Para una instalación fotovoltaica ≤10 MW no se aplican desvíos(6) Para instalaciones fotovoltaicas de P<100 kW no existe la opción de ir al mercado

Prima

Incentivo Participación en el Mercado

SOLAR FOTOVOLTAICA < 100 KW VENTA A DISTRIBUIDORAcent€/kWh

Tarifa Regulada (1)



Tabla 5-4: Estimación precios de venta de excedentes 2005 instalación solar fotovoltaica P > 100 kW

300% TMR 240% TMR21,9912 17,5930

Precio Mercado Organizado Precio Final Horario del Mercado (2) 5,8540 5,8540

250% TMR 200% TMR18,3260 14,6608

10% TMR 10% TMR0,7330 0,7330

Complto. por Garantía de Potencia (3) 0,4800 0,4800Complto. por Energía Reactiva (4) 0,1466 0,1466 0,1466 0,1466

Costes de Desvíos (5)

PRECIO MEDIO FACTURACIÓN (cent /kWh) 22,1378 17,7396 25,5396 21,8744

Costes de Agente Vendedor (6) -0,1200 -0,1200

PRECIO MEDIO COMPARATIVO (cent€/kWh) 22,1378 17,7396 25,4196 21,7544

NOTAS:(1) TMR Año 2005: 7,3304 cent€ /kWh. Instalación > 100 kW: 300% TMR- 1er al 25 año; 240% TMR-resto(2) Precio final horario medio aritmético del año 2005 (enero- octubre), a partir de los precios mensuales medios en valle y punta publicados por OMEL(3) Estimado para las instalaciones solares fotovoltaicas(4) Estimación del 2% TMR(5) Para una instalación fotovoltaica ≤ 10 MW no se aplican desvíos(6) Estimación del mercado


Tarifa Regulada (1)

Prima

SOLAR FOTOVOLTAICA; 1 MW VENTA A DISTRIBUIDORA VENTA EN MERCADOcent€/kWh cent€/kWh



Tabla 5-5: Estimación precios de venta de excedentes 2005 central solar termoeléctrica

300% TMR 240% TMR21,9912 17,5930

Precio Mercado Organizado Precio Final Horario del Mercado (2) 5,8540 5,8540

250% TMR 200% TMR18,3260 14,6608

10% TMR 10% TMR0,7330 0,7330

Complto. por Garantía de Potencia (3) 0,4800 0,4800Complto. por Energía Reactiva (4) 0,1466 0,1466 0,1466 0,1466

Costes de Desvíos (5) -0,12 -0,12 -0,12 -0,12

PRECIO MEDIO FACTURACIÓN (cent€/kWh) 22,0178 17,6196 25,4196 21,7544

Costes de Programación -0,09 -0,09 -0,09 -0,09

Costes de Agente Vendedor (6) -0,1200 -0,1200


NOTAS:(1) TMR Año 2005: 7,3304 cent€ /kWh. Instalación > 100 kW: 300% TMR- 1er al 25º año; 240% TMR- resto (2) Precio final horario mediio aritmético del año 2005 (enero- octubre), a partir de los precios mensuales medios en valle y punta publicados por (3) Estimado para las instalaciones solares fotovoltaicas(4) Estimación del 2% TMR(5) Para una instalación fotovoltaica <= 10 MW no se aplican desvíos(6) Estimación del mercado


Tarifa Regulada (1)

Prima

SOLAR TERMOELÉCTRICA; 50 MW VENTA A DISTRIBUIDORA VENTA EN MERCADOcent€/kWh cent€/kWh



Tabla 5-6: Estimación precios de venta de excedentes 2005 parque eólico terrestre VENTA EN MERCADO

cent€/kWh90% TMR 85% TMR 80% TMR

6,5974 6,2308 5,8643Precio Mercado Organizado (2) 5,0830

40% TMR2,9322

10% TMR0,7330

Complto. por Garantía de Potencia (3) 0,4800Complto. por Energía Reactiva (4) 0,1466 0,1466 0,1466 0,1466Complto. por Continuidad frente a Huecos (5)

Costes de Desvíos (6) -0,1200 -0,1200 -0,1200 -0,1200

PRECIO MEDIO FACTURACIÓN (cent€/kWh) 6,6240 6,2574 5,8909 9,2548

Costes de Programación (7) -0,090 -0,090 -0,090 -0,090Costes de Agente Vendedor (8) -0,1200


NOTAS:(1) TMR Año 2005: 7,3304 cent€ /kWh. Parque > 5 MW: 90% TMR- 1er al 5º año; 85% TMR- 6º al 15º año; 80% TMR- resto(2) Informe OMEL octubre 2005(3) Estimado para las instalaciones eólicas(4) Estimación del 2% TMR, como valor medio de los proyectos eólicos puestos en marcha en 2004(5) 5% TMR durante los cuatro primeros años- No se considera(6) 10% TMR sobre la suma de los desvíos que excedan la tolerancia del 20%. En la opción de venta al mercado, los costes de los desvíos se estima que tendrán un valor s(7) y (8) Estimación del mercado

PARQUE EÓLICO; 20 MW VENTA A DISTRIBUIDORAcent€/kWh

Tarifa Regulada (1)

Prima




Tabla 5-7: Estimación precios de venta de excedentes 2005 minicentral hidroeléctrica P < 10 MW

VENTA EN MERCADOcent€/kWh

90% TMR 80% TMR6,5974 5,8643

Precio Mercado Organizado (2) 5,083040% TMR

2,932210% TMR

0,7330

Complto. por Garantía de Potencia (3) 0,4800Complto. por Energía Reactiva (4) 0,1466 0,1466 0,1466

Costes de Desvíos -0,0500

PRECIO MEDIO FACTURACIÓN (cent€/kWh) 6,7440 6,0109 9,3248

Costes de Agente Vendedor (5) -0,1000

PRECIO MEDIO COMPARATIVO (cent€/kWh) 6,7440 6,0109 9,2248

NOTAS:(1) TMR Año 2005: 7,3304 cent€ /kWh. CCHH ≤ 10 MW: 90% TMR- 1er al 25º año; 80% TMR- resto de vida útil(2) Informe OMEL octubre 2005(3) Según art. 23 R.D- Ley 6/2000(4) Estimación del 2% TMR(5) Estimación del mercado

CENTRAL MINIHIDRÁULICA ≤ 10 MW VENTA A DISTRIBUIDORAcent€/kWh

Tarifa Regulada (1)

Prima




Tabla 5-8: Estimación precios de venta de excedentes 2005 minicentral hidroeléctrica 10 MW < P < 50 MW

VENTA A DISTRIBUIDORA VENTA EN MERCADOcent€/kWh cent€/kWh80% TMR

5,8643Precio Mercado Organizado (2) 5,0830

30% TMR2,1991

10% TMR0,7330

Complto. por Garantía de Potencia (3) 0,4800Complto. por Energía Reactiva (4) 0,1466 0,1466

Costes de Desvíos -0,07 -0,0500

PRECIO MEDIO FACTURACIÓN (cent€/kWh) 5,9409 8,5918


PRECIO MEDIO COMPARATIVO (cent€/kWh) 5,9409 8,4918

NOTAS:(1) TMR Año 2005: 7,3304 cent€ /kWh.25 MW < CCHH < 50 MW: 80% TMR(2) Informe OMEL octubre 2005(3) Según art. 23 R.Dd- Ley 6/2000(4) Estimación del 2% TMR(5) Estimación del mercado

CENTRAL MINIHIDRÁULICA; 10 MW< P< 50 MW

Tarifa Regulada (1)

Prima




Tabla 5-9: Estimación precios de venta de excedentes 2005 central biomasa (cultivos energéticos)

VENTA A DISTRIBUIDORA VENTA EN MERCADOcent€ /kWh cent€ /kWh90% TMR


40% TMR2,9322

10% TMR0,7330


Costes de Desvíos (5) -0,3000 -0,3000

PRECIO MEDIO FACTURACIÓN (cent€ /kWh) 6,5906 9,0106

Costes de Programación (6) 0,0000Costes de Agente Vendedor (7) -0,0516

PRECIO MEDIO COMPARATIVO (cent€ /kWh) 6,5906 8,9590

NOTAS:(1) TMR Año 2005: 7,3304 cent€ /kWh. 90% TMR -primeros 20 años; 80% TMR -resto de vida útil(2) Informe OMEL octubre 2005(3) Según registro OMEL para régimen ordinario(4) Estimación del 4% TMR para los casos de tarifa regulada y venta al mercado(5) Para instalaciones de potencia > 10 MW se considera coste por desvíos(6) No se consideran gastos de programación(7) Estimación del mercado

CULTIVOS; 35 MW

Tarifa Regulada (1)

Prima




Tabla 5-10: Estimación precios de venta de excedentes 2005 central biomasa (biogás)



40% TMR2,9322

10% TMR0,7330


Costes de Desvíos (5) -0,3000





BIOGAS; 2 MW

Tarifa Regulada (1)

Prima




Tabla 5-11: Estimación precios de venta de excedentes 2005 central biomasa (co-combustión)

VENTA A DISTRIBUIDORA VENTA EN MERCADOcent€ /kWh cent€ /kWh


2,1991


Costes de Desvíos (5) 0,0000


Costes de Programación (6) 0,0000Costes de Agente Vendedor (7) 0,0000


NOTAS:(1) TMR Año 2005: 7,3304 cent€ /kWh. Planta de co-combustión 80% TMR(2) Informe OMEL octubre 2005(3) Estimado para las instalaciones co-combustión(4) No se estima complemento por reactiva(5) Para instalaciones de potencia > 10 MW se considera coste por desvíos(6) Al estar integrada en una planta de generación clásica no se consideran desvíos(7) No se consideran costes de agente vendedor al estar integrada en una central convencional

CO-COMBUSTIÓN; 30 MW

Tarifa Regulada (1)

Prima




Tabla 5-12: Estimación precios de venta de excedentes 2005 central R.S.U



20% TMR1,4661

10% TMR0,7330


Costes de Desvíos (5) -0,0733 -0,0733





INCINERACIÓN RSU; 23,4 MW

Tarifa Regulada (1)

Prima




Tabla 5-13: Estimación precios de venta de excedentes 2005 planta tratamiento purines

VENTA EN MERCADOcent€ /kWh

70% TMR 50% TMR5,1313 3,6652


1,466110% TMR

0,7330

Complto. por Garantía de Potencia (3) 0,4800Complto. por Energía Reactiva (4) 0,2932 0,2932 0,2932

Costes de Desvíos (5) -0,0733 -0,0733 -0,0300




NOTAS:(1) TMR Año 2005: 7,3304 cent€ /kWh. 70% TMR -primeros 15 años; 50% TMR -resto de vida útil(2) Informe OMEL octubre 2005(3) Estimado para las instalaciones de purines(4) Estimación del 4% TMR para los casos de tarifa regulada y venta al mercado(5) Para instalaciones de potencia > 10 MW se aplica como desvío el 10 % de la TMR y se estiman unos desvíos superiores a la tolerancia admitida para el caso de Tarifa Regulada. En el caso de venta al mercado los costes de los desvíos se han estimado en 0,03 cent€/kWh(6) Estimación de 2500 €/mes

Prima


PLANTA TRATAMIENTO PURINES; 15 MW VENTA A DISTRIBUIDORAcent€ /kWh

Tarifa Regulada (1)


El Régimen Especial en el sistema eléctrico español: Comparativa económica del tratamiento regulatorio entre distintas alternativas de generación acogidas al

Régimen Especial 94

6. ESCENARIOS Y RESULTADOS DE LA SIMULACIÓN

6.1 Parámetros de entrada

El estudio económico realizado consta de un análisis comparativo de rentabilidad y

otro de sensibilidad de 11 plantas acogidas al Régimen Especial, cuyos parámetros

se han obtenido a través de la información suministrada por IDAE y que

corresponden a proyectos que se encuentran en funcionamiento o en fase de

desarrollo.

Para la realización del estudio se han considerado dos situaciones, según el tipo de

mecanismo de remuneración al que se acojan y que son:

a) mecanismo de precio de venta de la energía eléctrica a la empresa distribuidora:

ESCENARIO A

b) mecanismo de precio de venta de energía eléctrica a mercado: ESCENARIO B.

Así mismo, y con el objeto de comparar los costes reales de generación de cada

tecnología independientemente de su mecanismo de remuneración, se ha

desarrollado otra familia de casos en la que se estudia el precio mínimo al que se

debe retribuir la energía producida para obtener un retorno “umbral” sobre la

inversión durante la vida útil del proyecto.

El objetivo del análisis de sensibilidad es ver a qué variables es más o menos

sensible el resultado económico medido en términos de Tasa Interna de Retorno.

Para realizar estos análisis se han tenido en cuenta variaciones aisladas de todos los

parámetros técnico- económicos y de mercado de los que depende la Tasa Interna

de Retorno del proyecto, expresando la sensibilidad a cada parámetro en términos de

variación porcentual de la TIR del Flujo de Caja Libre frente al caso base en función

de la variación porcentual de la variable frente a dicho casos. Entre las variables más

importantes están:




- precio Tarifa Media o de Referencia

- precio final de venta al mercado

- inversión unitaria

- horas equivalentes a plena carga

- costes de operación y mantenimiento

- costes de combustible y canon de tratamiento.

Las plantas tipo a las que se les va a realizar este estudio son: una instalación solar

fotovoltaica conectada a red de 6,12 kWp con seguimiento, una planta solar

fotovoltaica de potencia instalada 1 MW, una planta solar termoeléctrica cilindro

parabólica de potencia 50 MW, un parque eólico de 20 MW, dos minicentrales

hidroeléctricas, pues se diferencian regulatoriamente dos grupos de instalaciones de

este tipo (menos de 10 MW de potencia instalada y entre más de 10 MW y menos de

50 MW de potencia instalada), de potencias 3 MW y 25,8 MW, una central de

biomasa que utiliza como combustible cultivos energéticos de potencia 35 MW, una

planta de generación de biogás de potencia 2 MW, una planta de co-combustión de

potencia 30 MW, una planta incineradora de residuos sólidos urbanos de potencia 29

MW y una planta de secado térmico de purines con cogeneración de potencia 15

MW.

En la tabla 6-1 se recogen el conjunto de hipótesis correspondientes al denominado

en adelante “caso base”, a las cuales se realiza una sensibilidad a las variables con

mayor incidencia en los resultados económicos.



Tabla 6-1: Parámetros de entrada para cada una de las tecnologías

Eólica RSU Purines

Solar fotovoltaica 6,12 kWp

Solar fotovoltaica 1 MW

Solar termoeléctrica 50 MW

Parque terrestre 20 MW

C. Minihidráulica 3 MW

C. Minihidráulica 25,80 MW

C. Energéticos 35 MW

Biogás 2 MW

Co- combustión 30 MW Planta 29 MW Secado térmico

purines 15 MWInversión (millones €) 0,05 7,60 250,00 18,76 4,80 18,06 52,42 3,01 36,06 73,84 15,00 Ratio de inversión (€/kW) 7.410,00 7.600,00 5.000,00 937,00 1.600,00 700,00 1.498,00 1.502,53 1.202,02 2.546,04 1.000,00Hepc anuales 1.644 1.250 2.500 2.350 3.100 2.000 7.500 7.000 8.000 7.500 8.000Ritmo de desembolso año -2 0% 0% 0% 0% 50% 50% 0% 50% 60% 0% 50% año -1 100% 100% 100% 100% 50% 50% 100% 50% 40% 100% 50%Vida útil (años) 25 25 25 20 25 25 15 20 20 20 15Periodo Amortización (años) 25 25 25 20 12 12 15 20 20 20 15DATOS TÉCNICOSPotencia Bruta (MW) 0,00612 1 50 20,025 3 25,8 35 2 30 29 15Autoconsumos y pérdidas 0,00% 0,00% 0,00% 0,50% 0% 0% 7% 10% 0% 19,20% 6%Potencia Neta (MW) 0,00612 1 50 19.023,75 3 25,8 32,55 1,8 30 23,432 14,1Rendimiento eléc. Bruto 100% 100% 100% 100% 100% 100% 27% 31,5% 37,8% 25% 40%COSTES O & MCostes O & M variables (cent€/kWh) 2,37 5,81 4,2 1,51 1,45 2,1 0,81 2,51 0,60 2,12 0,85Costes O & M fijos (miles €/año) - 72,12 - - - - 324,55 - 324,55 1.754,02 530,00OTROS COSTESGastos desmantelamiento (%/ inv) - - - 3,50 - - - - - - -Consumo de biomasa (Tn) - - - - - - 278.704 38.222 156.009 - -Coste biomasa (€/Tn) - - - - - - 43,27 6,01 50,00 - -Cánon Tratamiento RSU (€/Tn) - - - - - - - - - 19,41 -Toneladas tratadas RSU (año) - - - - - - - - - 375.000 -Venta Compost y reciclados (miles €) - - - - - - - - - 901,52 -Precio gas (cent€/kWh PCS) - - - - - - - - - - 1,7503Cantidad purines tratados año (m3) - - - - - - - - - - 110.000Cánon por eliminación del purín al ganadero (€/m3) - - - - - - - - - - 0,63Producción de abono orgánico (Tn) - - - - - - - - - - 4.500Precio abono orgánico (€/kg) - - - - - - - - - - 0,03

Minihidráulica BiomasaSolar




Las características más significativas de cada una de las centrales estudiadas así

como la justificación de estas entradas se describen a continuación.

6.1.1 Central Solar Fotovoltaica

La planta solar fotovoltica elegida para la realización del estudio es la central solar

TOLEDO PV, ubicada en la provincia de Toledo. Se trata de una central que está

directamente conectada a la red de servicio público a través de una subestación de

media tensión de 15 kV. Hay instalados 7.936 módulos en tres campos formados por

25 subconjuntos, siendo la potencia total instalada de 1 MW. Su inversión es de 7,6

millones de €, siendo las horas equivalentes de funcionamiento 1.250 horas.

Las características del emplazamiento son óptimas si se tiene en cuenta las

condiciones de insolación de la zona pues, la incidencia del sol sobre la superficie

solar es de 1,9 kWh/m2.

No obstante, dado el carácter experimental de esta planta, no se incluye en la

comparación más que a efectos de demostrar que este tipo de energía todavía no se

encuentra en fase de explotación comercial, debido a su elevada inversión específica

por kW instalado, como más tarde se verá.

Además de este tipo de instalación, se estudiará una instalación solar fotovoltaica

conectada a red de potencia instalada 6,12 kWp cuyo ratio de inversión se ha

estimado en 7.410 €/kWp, siendo las horas de funcionamiento de 1.644 horas.

6.1.2 Central Solar Termoeléctrica

El proyecto termosolar ANDA SOL corresponde a una instalación ubicada en la

provincia de Granada que utiliza energía solar térmica como única fuente de energía

primaria para la generación de electricidad. Consiste de una central de generación a

vapor de 49,9 MW de capacidad nominal, un campo solar con 510.120 m2 de

colectores cilindro parabólicos del tipo Euro Trough y un sistema de almacenamiento




de energía térmica de 6 horas de capacidad. La energía solar térmica del campo

solar se utiliza para la generación de vapor que se suministra a un turbogenerador de

vapor parecido a él de una central térmica convencional, donde se utiliza un

combustible, como carbón o gas, para la producción de vapor en un generador de

vapor.

Su inversión es de 250 millones de €, siendo las horas equivalentes de

funcionamiento estimadas de 2.500 horas. Los costes variables de dicha planta se

han estimado en 4,2 cent€/kWh.

6.1.3 Parque Eólico

El parque eólico del estudio corresponde a una instalación de potencia instalada 20

MW, siendo la potencia de cada aerogenerador de 225 kW haciendo un total de 89

turbinas.

Se han estimado 2.350 horas anuales de funcionamiento a plena carga en el caso

base. Esta cantidad se sitúa en un rango medio si se tiene en cuenta a la

probabilidad de que la velocidad del viento se sitúe entre la mínima y la máxima

admisibles por el aerogenerador. Se considera como cantidad mínima de horas de

viento para que la instalación sea rentable de 2.100 horas y máxima de 3.000 horas

anuales (criterio que se tendrá en cuenta a la hora de estimar el análisis de riesgos).

La inversión en la planta es de 18,76 millones de € de los cuales, 14,072

corresponden a la inversión en los aerogeneradores, es decir, el coste por kW del

aerogenerador es de 703 €/kW.

Los costes totales del parque por kWh se han estimado en 1,51 cent€/kWh.




6.1.4 Minicentrales hidroeléctricas

En el caso de las minicentrales hidroeléctricas se estudian dos plantas tipo,

correspondientes a las dos categorías establecidas en el R.D. 436/04.

La primera de ellas corresponde a una minicentral hidroeléctrica de agua fluyente de

potencia instalada 3 MW, cuyo coste de inversión es de 4,8 millones de € (incluido la

construcción del azud y del canal) es decir, su inversión específica es de 1.600

€/kW, precio estimado a partir de la media de proyectos reales de este tipo.

La segunda, es una minicentral hidroeléctrica de pie de presa cuya potencia instalada

es de 25,8 MW, siendo el importe total de la inversión de 18,06 millones de €, es

decir, su inversión específica es aproximadamente de 700 €/kW, 900 €/kW más

barata que en el caso anterior.

En la de menor potencia instalada, las horas de funcionamiento supuestas como

base son 3.100 horas anuales, mientras que en la segunda las horas de

funcionamiento consideradas son 2.000 horas.

6.1.5 Plantas de Biomasa

6.1.5.1 Cultivos energéticos

Según el R.D. 436/04, ANEXO II, se entiende por cultivo energético aquélla biomasa ,

de origen agrícola o forestal, producida para fines energéticos mediante las

actividades de cultivo, cosecha y, en caso necesario, procesado de materias primas

recolectadas. Según su origen se dividen en:

a) cultivos agrícolas, de tipo herbáceo o leñoso, producidos en tierras de secano o

regadío, cuyo producto principal se destine a uso energético. Los géneros

utilizados en este caso son: el cardo, la colza, el micanto, el gigante rojo y el sorgo

forajero;




b) cultivos forestales, en zonas de regadío o secanos de alto potencial, con especies

de crecimiento rápido, comúnmente conocidas como especies de “turno corto o

rotación corta”, cuyo producto principal se destine a uso energético. Los géneros

utilizados en este caso son eucalipto, chopo, sauce y robinia.

La instalación elegida para este estudio corresponde a una planta de 35 MW que

funciona 7.500 horas. El consumo anual de biomasa requerido para una instalación

de estas características es de 278.704 Tn y su coste es de 43,27 €/Tn. El coste de la

inversión para una planta de estas características se ha estimado en 52,42 millones

de €.

6.1.5.2 Biogás

El biogás es un combustible gaseoso, rico en metano, que se obtiene mediante un

proceso de digestión anaerobia de la materia orgánica contenida en numerosos tipos

de residuos.

El proceso de digestión anaerobia permite la valorización energética de los residuos,

utilizando el biogás como combustible para obtener energía térmica o eléctrica.

La planta de biogás elegida para este estudio de viabilidad económica es una planta

de 2 MW potencia instalada, cuya inversión es de 3,01 millones de € y que funciona

7.000 horas al año.

La cantidad de biomasa necesaria para una planta de estas dimensiones es de

38.222 Tn, siendo su coste de 6,01 €/Tn.

6.1.5.3 Co- combustión

La co- combustión de biomasa y carbón es un proceso novedoso en el que se

posibilita que las grandes centrales térmicas de carbón combinen este combustible

fósil con biomasa renovable, recibiendo una prima por la generación eléctrica a partir

de esta última.




Con el fin de promover este tipo de tecnologías, la reciente Ley 24/2005, de 18 de

noviembre, de reformas para el impulso a la productividad, en su artículo 3 expone

que “el Gobierno podrá determinar el derecho a la percepción de una prima que

complemente el régimen retributivo de aquéllas instalaciones de producción de

energía eléctrica de origen térmico del régimen ordinario cuando, además de utilizar

el combustible para el que fueron autorizados, utilicen también biomasa como

combustible secundario. Para ello, se tendrán en cuenta los consumos energéticos

que se produzcan y los sobrecostes que dicha utilización produzca. El acto

resolutorio por el que se fije la cuantía de la prima contendrá también las condiciones

de utilización de la biomasa”.

En este tipo de instalaciones, la mayor parte de los equipos utilizados forman parte

de la instalación convencional preexistente, lo que limita la inversión a los equipos

destinados a preparar la biomasa para su inyección en la caldera de carbón. Además

se caracterizan por un mayor rendimiento de generación o un menor impacto por

emisiones en la atmósfera además de tener una menor inversión tal y como se ha

mencionado anteriormente.

La central de co- combustión del estudio corresponde a una instalación de potencia

30 MW. Se ha considerado una inversión en la planta de 36,06 millones de € y 7.500

horas de funcionamiento. El consumo previsto de biomasa anual para una instalación

de estas características es de 156.009 toneladas y su coste es de 50 €/Tn (pese a las

menores limitaciones en cuanto a la calidad del combustible suponiendo reducciones

en los costes de la biomasa en origen, los costes derivados de una mayor distancia

media de transporte y la necesidad de utilizar una mayor cantidad de recursos, hacen

que el coste de esta biomasa sea tan elevado).

La prima utilizada ha sido la propuesta por IDAE en la elaboración del PER. No se ha

considerado incentivo por participar en el mercado, ya que este tipo de centrales

están obligadas a participar en el mercado por ser la potencia total instalada superior

a 50 MW.




6.1.6 Planta incineradora de R.S.U.

La planta de R.S.U. que se analiza es una planta incineradora de tratamiento de

basuras que tiene una potencia instalada de 29 MW y 7.500 horas equivalentes de

funcionamiento a plena carga.

Es habitual que este tipo de instalaciones reciba un ingreso adicional en forma de

canon, justificando por el carácter de servicio público de eliminación de residuos

sólidos urbanos. El importe estimado para este cánon ha sido de 19,41 €/Tn.

Además, de ellas se obtiene un ingreso adicional por la obtención de un subproducto

vendible que es el compost cuyo precio de venta se ha estimado en 901.520 €/año.

Estos ingresos adicionales se han tenido en cuenta a la hora de evaluar la viabilidad

económica de la planta y conducen a la necesidad de un menor ingreso unitario para

venta de energía eléctrica que el que sería necesario en caso de que aquéllos no se

obtuvieran.

6.1.7 Planta de cogeneración para secado térmico de purines

La modalidad de planta de tratamiento de purines que se ha analizado en esta tesis

es “secado térmico con cogeneración utilizando como combustible gas natural”, que

consiste en que una vez recepcionado el purín, éste se ve sometido a distintos

tratamientos con la finalidad de separar un parte líquida y una parte sólida. La parte

líquida se someterá a un proceso de evaporación y la parte sólida se enviará al

proceso de secado.

La energía térmica y eléctrica necesaria para el proceso es aportada por una

cogeneración alimentada con gas natural, de donde la energía térmica procedente de

los gases de escape es utilizada en el secadero y parte de la energía eléctrica es

consumida en el propio proceso, siendo los excedentes exportados a la red.




El importe total de la inversión considerado es de 15 millones de € y el número de

horas de funcionamiento a plena carga es de 8.000 horas.

El precio del combustible se ha fijado en 1,7503 cent€/kWh PCS (precio resultante

del cociente correspondiente a la facturación durante el año 2005, según los precios

publicados para la tarifa 2.5, entre el consumo de combustible estimado para todo el

año). Se ha considerado como variación anual del precio del gas un incremento del

3% hasta el año 2010, siendo el incremento del 2% desde entonces hasta el resto de

la vida útil del proyecto.

Para una planta de 15 MW, se ha estimado que la cantidad de purines tratada ha sido

de 110.000 m3/año, generándose la cantidad anual de abono orgánico de 4.500 Tn.

6.2 Análisis de los resultados obtenidos

En este apartado se efectuará el análisis de los resultados obtenidos para las dos

familias de casos estudiadas (en función del tipo de mecanismo de remuneración),

así como los costes de generación de cada tecnología.

6.2.1 Resultados ESCENARIO A (mecanismo de venta de excedentes a la Distribuidora)

Tras los análisis realizados a las plantas tipo, atendiendo al valor de la Tarifa

Eléctrica Media o de Referencia establecida en el R.D. 2392/04 (7,3304 cent€/kWh),

se observa que la rentabilidad de las plantas acogidas al Régimen Especial es inferior

en este escenario que en el escenario B.

Las mayores Tasas Internas de Retorno corresponden a las plantas de residuos

sólidos urbanos y biogás, mientras que las menos rentables son la central Solar

Fotovoltaica de 1 MW, la planta de biomasa que utiliza como combustible cultivos

energéticos y la planta de secado térmico de purines debido al elevado precio del gas

natural.




La central Solar Fotovoltaica, a pesar de tener una de las primas más elevadas, ni

siquiera presenta una TIR del Flujo de Caja Libre positiva, ya que este tipo de

centrales son de carácter experimental obteniendo parte de su remuneración de

fondos de I + D no contemplados en este estudio.

Los valores obtenidos para esta familia son los que se muestran en la tabla 6-2.



Tabla 6-2: TIR FCL ESCENARIO A (mecanismo venta distribuidora)

Eólica RSU Purines



Solar termoeléctrica

50 MW




Cultivos Energéticos 35 MW

Biogás 2 MW

Co- combustión 30 MW

RSU 29 MW

Purines 15 MW

TIR FCL 6,08% - 7,28% 7,70% 7,40% 8,18% - 11,84% Obligatorio ir a mercado 11,85% -

TAR

IFA MinihidráulicaSolar Biomasa




Los resultados obtenidos en el análisis de sensibilidad del ESCENARIO A son los

que se muestran a continuación:

6.2.1.1 Instalación Solar Fotovoltaica

Las variables elegidas para el desarrollo del análisis de sensibilidad son:

- valor de la tarifa media o de referencia

- horas equivalentes de funcionamiento

- inversión específica

- costes de operación y mantenimiento variables.

En la figura 6-1 se pueden ver estas variaciones:

Figura 6-1: Análisis de sensibilidad instalación solar fotovoltaica. ESCENARIO A

SOLAR FOTOVOLTAICA P< 100 kW (mecanismo venta distribuidora)

-30,00 %

-20,00 %

-10,00 %

0,00 %

10,00 %

20,00 %

30,00 %

-15,00 % -10,00 % -5,00 % 0,00 % 5,00 % 10,00 % 15,00 %

% Variación de la variable frente al supuesto empleado en el caso base

% V

aria

ción

de

la T

IR fr

ente

al c

aso

base

(6,0

8%)

TMRHEPCInversión UnitariaCostes de O y M




La tarifa media o de referencia, las horas equivalentes de funcionamiento y la

inversión por kW instalado son las variables que más afectan a la variación de la

Tasa Interna de Retorno, mientras que los costes de operación y mantenimiento

apenas influyen en la rentabilidad del proyecto.

6.2.1.2 Central Solar Térmica







Figura 6-2: Análisis de sensibilidad central solar termoeléctrica. ESCENARIO A

CENTRAL SOLAR TERMOELÉCTRICA TIR FLUJO CAJA LIBRE (mecanismo venta distribuidora)

-40,00%

-30,00%

-20,00%

-10,00%

0,00%

10,00%

20,00%

30,00%

-15,00% -10,00% -5,00% 0,00% 5,00% 10,00% 15,00%


% V

aria

ción

de

la T

IR fr

ente

al c

aso

base

(7,3

%)





La tarifa media o de referencia, la inversión por kW instalado y las horas equivalentes

de funcionamiento son las variables que más afectan a la variación de la Tasa Interna

de Retorno, mientras que los costes de operación y mantenimiento influyen menos en

la rentabilidad del proyecto.

6.2.1.3 Parque Eólico







Figura 6-3: Análisis de sensibilidad parque eólico. ESCENARIO A

PARQUE EÓLICO TIR FLUJO CAJA LIBRE (mecanismo precio venta distribuidora)

-30,00 %

-20,00 %

-10,00 %

0,00 %

10,00 %

20,00 %

30,00 %

-15,00 % -10,00 % -5,00 % 0,00 % 5,00 % 10,00 % 15,00 %


% V

aria

ción

de

la T

IR fr

ente

al c

aso

base

(7,7

%)

TMR HEPCInversión UnitariaCostes de O y M




La inversión específica, las horas equivalentes de funcionamiento y la tarifa media o

de referencia son las variables que más afectan a la variación de la Tasa Interna de

Retorno, fundamentalmente la inversión unitaria y la tarifa media o de referencia.

6.2.1.4 Minicentrales hidroeléctricas

Las variables escogidas para realizar el análisis de sensibilidad de ambas

minicentrales hidroeléctricas, por considerarlas como las que más pueden variar

frente al caso base y por tanto repercutir en el resultado de la TIR son:





En las figuras 6-4 y 6-5 se puede observar que las variables a las que es más

sensible la variación de la Tasa Interna de Retorno son la inversión unitaria, la tarifa

media o de referencia y las horas equivalentes de funcionamiento. De todas estas

variables, la menos propensa a sufrir variaciones es la inversión unitaria pues las

minicentrales hidroeléctricas constituyen una tecnología madura que lleva

desarrollándose durante más de 150 años por lo que el valor de la inversión ha

alcanzado su estabilidad.




CENTRAL MINIHIDRÁULICA P< 10 MW (mecanismo venta distribuidora)

-30,00 %

-20,00 %

-10,00 %

0,00 %

10,00 %

20,00 %

30,00 %

-15,00 % -10,00 % -5,00 % 0,00 % 5,00 % 10,00 % 15,00 %


% V

aria

ción

de

la T

IR fr

ente

al c

aso

base

(7,4

%)


Figura 6-4: Análisis de sensibilidad minicentral hidroeléctrica P < 10 MW. ESCENARIO A

Figura 6-5: Análisis de sensibilidad minicentral hidroeléctrica 25 MW < P < 50 MW. ESCENARIO A

CENTRAL MINIHIDRÁULICA 25 MW< P< 50 MW TIR FLUJO CAJA LIBRE (mecanismo venta distribuidora)

-40,00 %

-30,00 %

-20,00 %

-10,00 %

0,00 %

10,00 %

20,00 %

30,00 %

-15,00 % -10,00 % -5,00 % 0,00 % 5,00 % 10,00 % 15,00 %


% V

aria

ción

de

la T

IR fr

ente

al c

aso

base

(8,1

8 %

)





6.2.1.5 Planta de Biomasa

Las variables elegidas para el desarrollo del análisis de sensibilidad son, como se

puede ver en la figura 6-5, las siguientes:




- costes de operación y mantenimiento variables

- precio de la biomasa

- autoconsumos y pérdidas

Figura 6-6: Análisis de sensibilidad planta de biogás. ESCENARIO A

En este caso, las variables que más influyen en la variación de la Tasa Interna de

Retorno son la inversión unitaria, el valor de la TMR y las horas de funcionamiento.

PLANTA BIOGÁS TIR FLUJO CAJA LIBRE (mecanismoventa distribuidora)

-30,00%

-20,00%

-10,00%

0,00%

10,00%

20,00%

30,00%

-15,00% -10,00% -5,00% 0,00% 5,00% 10,00% 15,00%


% V

aria

ción

de

la T

IR fr

ente

al c

aso

base

(11,

84 %

)

TMR HEPCInversión Unitaria Costes de O y M Coste biomasa Autoconsumos y pérdidas




6.2.1.6 Planta de R.S.U.

Las variables escogidas para el análisis de sensibilidad de una planta incineradora de

R.S.U. son:


- horas equivalentes de funcionamiento a plena carga


- costes de operación y mantenimiento variables

- canon de tratamiento.

En la figura 6-7 se puede ver que las variables más sensibles son la inversión

unitaria, las horas equivalentes a plena carga, la tarifa media o de referencia y el

canon de tratamiento, cuyo importe puede variar en función de la ubicación de la

planta, y de la voluntad de las autoridades locales.

Figura 6-7: Análisis de sensibilidad planta de R.S.U.. ESCENARIO A

PLANTA INCINERADORA R.S.U. TIR FLUJO CAJA LIBRE (mecanismo venta distribuidora)

-20,00%

-15,00%

-10,00%

-5,00%

0,00%

5,00%

10,00%

15,00%

20,00%

25,00%

-15,00% -10,00% -5,00% 0,00% 5,00% 10,00% 15,00%


% V

aria

ción

de

la T

IR fr

ente

al c

aso

base

(11,

9 %

)

TMRHEPCInversión UnitariaCostes de O y MCanon tratamiento Autoconsumo y pérdidas




6.2.2 Resultados ESCENARIO B (mecanismo de venta de excedentes al Mercado)

En el caso de que las plantas objeto de estudio optaran por el sistema de venta de

energía eléctrica a través del mercado, tal y como se indica en el artículo 22 punto 2

del R.D. 436/04, la rentabilidad obtenida sería superior a la que se obtendría en el

caso de pago mediante el mecanismo de venta a la distribuidora.

Los resultados obtenidos para la TIR del Flujo de Caja Libre en este análisis son los

son los que se muestran en la tabla 6-3:



Tabla 6-3: TIR FCL ESCENARIO B (mecanismo venta mercado)

Eólica RSU Purines




50 MW





Biogás 2 MW


RSU 29 MW

Purines 15 MW

TIR FCL No puede ofertar - 8,87% 13,26% 11,19% 12,39% 6,28% 16,90% 15,20% 16,07% 2,86%

Minihidráulica BiomasaM

ERC

AD

O Solar




Los resultados del análisis de sensibilidad para esta familia son similares a los

obtenidos en los casos anteriores por lo que las representaciones gráficas se

incluyen en el ANEXO B.

6.2.3 Resultados Coste de Generación

Definimos el coste de generación como el ingreso unitario que sería necesario recibir

para cubrir los costes de operación y mantenimiento y de combustible en su caso y

recuperar la inversión para una TIR del 8 %.

Se ha tomado como criterio una TIR del Flujo de Caja Libre del 8 % porque se

considera que para valores inferiores de esta evaluación de la inversión, el promotor

no invertiría en el proyecto.

Los valores obtenidos se pueden ver en la figura 6-8: Figura 6-8: Costes de generación para una TIR FCL 8%

51,001258

70,0018

23,2873

6,6773

7,1014

5,8667

9,3666

5,6124

6,0987

3,3391

8,6950

0 10 20 30 40 50 60 70 80

cent€/kWh



Solar termoeléctrica 50 MW

Eólica

Minihidráulica P < 10 MW

Minihidráulica 10 MW<P < 50 MW

Cultivos energéticos

Biogás

Co- combustión

RSU

Purines




7. CONCLUSIONES

7.1 Comparación

7.1.1 Comparación entre los escenarios A (mecanismo venta distribuidora) y B (mecanismo venta mercado)

Antes de proceder a la comparación entre ambas familias, conviene aclarar que salvo

aquéllas instalaciones cuya potencia instalada sea superior a 50 MW (obligatoriedad

de vender sus excedentes al mercado) y las instalaciones solares fotovoltaicas de

potencia inferior a 100 kW (obligatoriedad de vender sus excedentes a la

distribuidora), podrán optar por acogerse a un tipo u otro de sistema de pago por

venta de energía eléctrica. Todas las instalaciones elegidas para la realización de

esta tesis pueden acogerse a ambos sistemas de remuneración a excepción de la

planta de co- combustión y la instalación solar fotovoltaica de potencia 6,12 kWp.

El objetivo de esta comparación es ver cual de los dos sistemas de remuneración

resulta más interesante para un productor en Régimen Especial. El mecanismo de

venta a través de la distribuidora ofrece la ventaja de conocer la cantidad que se

recibe kWh exportado durante todo el año, mientras que en el mecanismo a través

del mercado, los ingresos por venta de energía varían diariamente corriendo el riesgo

de que el precio del mercado diario disminuya y con él los ingresos.

En la tablas 7-1 y 7-2 se muestran los valores de la TIR para ambos casos.



Tabla 7-1: TIR FCL obtenida para el escenario A

Eólica RSU Purines




50 MW





Biogás 2 MW


RSU 29 MW

Purines 15 MW

TIR FCL 6,08% - 7,28% 7,70% 7,40% 8,18% - 11,84% Obligatorio ir a mercado 11,85% -

BiomasaTA

RIF

A MinihidráulicaSolar

Tabla 7-2: TIR FCL obtenida para el escenario B

Eólica RSU Purines




50 MW





Biogás 2 MW


RSU 29 MW

Purines 15 MW

TIR FCL No puede ofertar - 8,87% 13,26% 11,19% 12,39% 6,28% 16,90% 15,20% 16,07% 2,86%

Minihidráulica Biomasa

MER

CA

DO Solar




En las tablas se observa que la TIR obtenida es superior en el sistema de

remuneración a través del mercado que en el sistema de remuneración a través de la

distribuidora, por lo que se deduce que el R.D. 436/04 es un incentivo para que el

Régimen Especial participe en el mercado. No obstante, conviene aclarar que el año

de referencia, 2005, se ha caracterizado por ser un año muy seco, en el que el precio

del mercado ha alcanzado valores muy elevados respecto a años anteriores.

La existencia de complementos económicos como la continuidad de suministro frente

a huecos (en el caso de la energía eólica), la garantía de potencia y la energía

reactiva, para aquéllas instalaciones que contribuyan a la estabilidad técnica del

sistema mediante la aplicación de innovaciones tecnológicas en sus instalaciones,

pretenden facilitar la integración del Régimen Especial en el Sistema Eléctrico.

Por otro lado, pese a que la opción de venta al mercado sea económicamente más

rentable que la venta a través de la distribuidora, cabe destacar el papel que juegan

los desvíos que suponen unos costes añadidos y una complejidad asociada (sobre

todo en el caso de la energía eólica, solar y minihidráulica) que pueden repercutir

negativamente en la consecución de los objetivos previstos.

En la tabla 7-3 se pueden ver los ingresos recibidos por venta de energía eléctrica en

cent€/kWh para ambos casos:



Tabla 7-3: Precios de venta de energía eléctrica para los escenarios A y B

Eólica RSU PurinesSolar fotovoltaica

6,12 kWpSolar fotovoltaica

1 MWSolar termoeléctrica

50 MWParque terrestre

20 MWC. Minihidráulica

3 MWC. Minihidráulica

25,80 MWC. Energéticos

35 MWBiogás 2 MW

Co- combustión 30 MW Planta 29 MW Secado térmico

purines 15 MWPrecio final venta Distribuidora 2005 (cent€/kWh) 42,1498 22,1378 21,9278 6,5340 6,7440 6,6740 6,5906 6,8906 - 5,3512 5,3512Precio final venta Mercado 2005 (cent€/kWh) - 25,4196 25,2096 9,0448 9,2248 8,4918 8,9590 8,8677 7,7621 7,7224 7,9983

TecnologíasMinihidráulica BiomasaSolar




7.2 Análisis de riesgos

Para la realización del análisis de riesgos, se han elegido aquellas variables a las que

es más sensible la TIR de los proyectos, como son las horas equivalentes de

funcionamiento, la inversión unitaria, el coste de combustible y el canon de

tratamiento en el caso de los R.S.U., y se les ha asignado unos valores estimados

como máximos y mínimos con el fin de calcular el precio final del mercado diario para

que los proyectos alcanzaran una TIR estimada como mínima del 8% pues, como ya

se ha mencionado, se considera que por debajo de este valor ningún promotor

estaría dispuesto a invertir.

El objeto del análisis de riesgo es comprobar hasta que punto, una combinación

desfavorable o favorable de las variables que determina el precio medio al que se

debería situar el mercado mayorista para que el proyecto recuperara todos sus

costes de generación, puedan situar a este nivel de precios por encima o por debajo

de la banda estimada como probable en que oscile el precio medio del mercado

mayorista durante los próximos años.

En este sentido se estudia, para cada proyecto, cual es el precio medio al que debe

situarse el mercado mayorista para que, teniendo en cuenta en su caso la prima

adicional y los efectos debidos al perfil de funcionamiento, genere un ingreso unitario

tal, que se cubran todos los costes de generación de los proyectos. Dicho “nivel

necesario” de precio se compara con la banda esperada de precios medios diarios

del mercado mayorista, que se estima pueda situarse entre 5,2 y 5,8 cent€/kWh.

En la tabla 7-4 se pueden ver cuales han sido las entradas elegidas para la obtención

de estos niveles de precios y los resultados obtenidos, en cada caso, para una TIR

del 8%.




Los criterios en los que se basan las estimaciones de las variables han sido

obtenidos a partir de la experiencia en instalaciones de características semejantes a

las estudiadas.



Tabla 7-4: Estimación del nivel del precio del mercado diario alto, base y bajo para las distintas tecnologías

SOLAR EÓLICA RSU PURINES

Central Solar Termoeléctrica Parque eólico C.minihidráulica P <

10 MWC. minihidráulica 10

MW <P < 50 MWCentral Biomasa

Cultivos Central Biomasa

BiogásCentral Biomasa Co-

combustiónPlanta R.S.U. Planta Purines

Entradas C.G.ALTOHepc 2.336 2.100 2.068 1.333 7.000 6.500 7 500 7 000 7.500Inversión (millones €) 250,00 19,70 5,04 18,96 60,28 3,46 39,67 81,22 16,50Precio Gas Natural (cent€/kWh PCS) - - - - - - 1,8378Otros combustibles (€/Tn) - - - - 47,60 6,31 52,50 - -C tratamiento (€/t) - - - - - - - 13,86 -

PRECIO MERCADO DIARIO ALTO (cent€/kWh) 5,8148 4,8583 5,1857 5,1018 5,3295 4,6860 4,9613 4,6286 5,2934

Entradas C.G.BASEHepc 2.500 2.350 3.100 2.000 7.500 7.000 8.000 7.500 8.000Inversión (millones €) 250,00 18,76 4,80 18,06 52,42 3,01 36,06 73,84 15,00Precio Gas Natural (cent€/kWh PCS) - - - - - - - - 1,7503Otros combustibles (€/Tn) - - - - 43,27 6,01 50,00 - -C tratamiento (€/t) - - - - - - - 19,41 -

PRECIO MERCADO DIARIO BASE (cent€/kWh) 5,6959 4,7119 4,7592 4,7160 5,1402 4,3434 4,8331 3,2277 5,1774

Entradas C.G.BAJOHepc 2.855 3.000 3.333 2.666 7.500 7.000 8 000 7 500 8.000Inversión (millones €) 242,50 17,82 4,56 17,16 44,56 2,85 34,26 72,36 13,50Precio Gas Natural (cent€/kWh PCS) - - - - - - - - 1,5753Otros combustibles (€/Tn) - - - - 41,11 5,71 47,50 - -C tratamiento (€/t) - - - - - - - 20,80 -

PRECIO MERCADO DIARIO BAJO (cent€/kWh) 5,3476 4,4029 4,5838 4,2570 5,0343 4,2113 4,7797 2,1857 5,0756

MINIHIDRÁULICA BIOMASA




En la figura 7-1 se pueden ver los valores del precio final del mercado diario

correspondientes a los casos de costes de generación alto, base y bajo

(correspondientes a combinaciones de las variables desfavorables, base y

favorables) obtenidos para cada una de las tecnologías. Estos se comparan con la

banda “esperada” de precios medios del mercado diario concretada anteriormente

entre 5,2 y 5,8 cent€/kWh.

2

2,5

3

3,5

4

4,5

5

5,5

6

6,5

C. SolarTermoeléctrica

P. Eeólico C. Minihidráulica P <10 MW

C. Minihidráulica 10MW <P < 50 MW

C. Biomasa Cultivos C. Biomasa Biogás C. Biomasa Co-combustión

R.S.U. P. Purines

NIVEL NECESARIO PRECIO MEDIO M.D. COSTE GENERACION BAJO(cent€/kWh) NIVEL NECESARIO PRECIO MEDIO M.D. COSTE GENERACION MEDIO (cent€/kWh)

NIVEL NECESARIO PRECIO MEDIO M.D. COSTE GENERACION ALTO (cent€/kWh)

Figura 7-1: Nivel necesario del precio medio mercado diario costes de generación alto, base y bajo

En esta gráfica se puede observar que en las circunstancias más desfavorables, los

niveles del precio del mercado diario altos del parque eólico, las minicentrales

hidroeléctricas, las centrales de biomasa de biogás y co- combustión y de R.S.U. se

sitúan por debajo de la franja que representa la posible variación de los precios

medios del mercado diario, lo que significa que este tipo de instalaciones están bien

remuneradas aún dándose las circunstancias más desfavorables.

Centrales como la de biomasa con cultivos energéticos o el secado térmico de

purines a través de cogeneración presentan la posibilidad de tener un nivel de precio




del mercado diario superior al precio alto del mercado diario en caso de que se

produjesen condiciones de las variables más desfavorables a las estimadas en el

caso base.

La planta solar termoeléctrica presenta un alto riesgo en aquéllos casos en los que

las circunstancias de generación sean peores que las estimadas en el caso base, e

incluso en este caso el nivel del precio del mercado diario está dentro de la franja

estimada como variación del precio medio unitario del mercado diario, es decir, sin

variación alguna de las variables, corre riesgo de tener pérdidas.

En resumen, el Régimen Especial, a excepción de la planta solar termoeléctrica, la

planta de biomasa de cultivos energéticos y la planta de cogeneración para secado

térmico de purines, es poco arriesgado.

De manera más representativa, se puede ver en la figura 7- 2 el riesgo a sobrepasar

el precio bajo del mercado diario estimado como 5,2 cent€/kWh y el precio alto del

mercado diario, estimado en 5,8 cent€/kWh. Cuantitativamente, este riesgo ha sido

estimado utilizando un criterio sencillo de comparación que consiste en calcular la

relación existente entre el nivel necesario de precio medio del mercado para un coste

de generación (alto/bajo) y el valor estimado como referencial para el caso base (más

bajo (5,2 cent€/kWh)/ más alto (5,8 cent€/kWh)) y la franja de precios comprendida

entre los niveles necesarios de precio medio del mercado obtenidos para el caso más

favorable y el menos favorable, como se muestra a continuación:

a) riesgo de sobrepasar el precio bajo del mercado diario:

bajogendodiariocmediomercaprnecnaltogendodiariocmediomercaprnecnaltogeneraciontedodiariomediomercaprnecesarionivelRiesgo

....2,5cos.

−−

=

b) riesgo de sobrepasar el precio alto del mercado diario:

bajogendodiariocmediomercaprnecnaltogendodiariocmediomercaprnecnaltogeneraciontedodiariomediomercaprnecesarionivelRiesgo

....8,5cos.

−−

=




0,00

0,20

0,40

0,60

0,80

1,00

1,20

1,40

C. SolarTermoeléctrica

P. Eeólico C. Minihidráulica P< 10 MW

C. Minihidráulica 10MW <P < 50 MW

C. BiomasaCultivos

C. Biomasa Biogás C. Biomasa Co-combustión

R.S.U. P. Purines

RIESGO DE SOBREPASAR P ALTO M.D. RIESGO DE SOBREPASAR P BAJO M.D. Figura 7-2: Representación probabilística del riesgo de sobrepasar los precios bajos y altos del

mercado diario

En la tabla 7-5 se pueden ver los valores de estas probabilidades de riesgo.



Tabla 7-4: Riesgos a sobrepasar los precios estimados como bajo y alto para el mercado diario (en %)

C. Solar

Termoeléctrica P. Eeólico C. Minihidráulica P < 10 MW

C. Minihidráulica 10 MW <P < 50 MW

C. Biomasa Cultivos

C. Biomasa Biogás

C. Biomasa Co- combustión R.S.U. P. Purines

RIESGO DE SOBREPASAR P BAJO M.D. 132% 0% 0% 0% 44% 0% 0% 0% 43%RIESGO DE SOBREPASAR P ALTO M.D. 3% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0%




En la gráfica se observa que hay centrales, como la eólica, las minihidráulicas,

biomasa (biogás, co- combustión) o R.S.U., que no ofrecen ningún riesgo al inversor,

bien se den las peores condiciones estimadas como posibles, bien las mejores. Por

tanto, independientemente de que el viento sople menos horas, el año hidráulico sea

seco o húmedo, el precio de la biomasa sea elevado o el coste de tratamiento de los

residuos sea bajo, este tipo de centrales no ofrecen riesgo alguno de obtener una

rentabilidad por debajo del 8 %. Podemos así concluir que estas centrales están muy

bien retribuidas en caso de que acudan al mercado.

En el caso de las plantas de cultivos energéticos y purines, existe una probabilidad

media de alcanzar el precio estimado como bajo del mercado diario. El valor de la

prima recibida no cubre los posibles riesgos que se pueden producir al variar los

parámetros más sensibles a la TIR, corriéndose el riesgo de obtener tasas internas

de retorno menores del 8% en caso de darse circunstancias desfavorables, como las

debidas a una mala cosecha o precios de gas natural elevados.

La central solar termoeléctrica es más sensible al riesgo alcanzando frecuentemente

niveles del precio del mercado diario superiores a la cantidad estimada como

mínima, llegando a valores del riesgo de hasta un 132%.

7.3 Conclusiones finales

Tras realizar los análisis correspondientes de viabilidad, sensibilidad y riesgo, se

concluye que las energías acogidas al Régimen Especial están adecuadamente

remuneradas.

Sin embargo, el hecho de que el valor de la prima sea elevado, no significa

necesariamente que el proyecto sea rentable, ya que en algunos casos como le

sucede a la central solar fotovoltaica Toledo PV de 1 MW, ni siquiera se obtiene una

Tasa Interna de Retorno del Flujo de Caja Libre positiva. Como ya se mencionó

anteriormente, este tipo de proyectos son de carácter de I+D, pues los materiales

empleados no ofrecen la calidad suficiente como para afrontar tanta concentración de




calor, deteriorándose enseguida. Por otro lado, las plantas fotovoltaicas mayores de 1

MW, están siendo objeto de la actividad de diferentes promotores agrupando a

distintos titulares, en forma de los denominados “huertos solares”, beneficiando al

inversor de unos precios menores de instalación y menores costes de operación y

mantenimiento, al tener unificada la gestión y aprovechar el efecto de escala.

Podemos decir que, en general, la rentabilidad de estas instalaciones es insuficiente,

ya que las tarifas, primas e incentivos y el rendimiento de los equipos, hace que la

amortización de éstas sea a muy largo plazo, por lo que hasta ahora han sido

necesarias ayudas, como la línea ICO- IDAE, para fomentar el desarrollo de este tipo

de instalaciones. La revisión de tarifas, primas e incentivos en la próxima revisión del

R.D. 436/04 anunciada en la Ley 24/2004, así como el avance en la tecnología,

ayudarán a mejorar la rentabilidad de esta tecnología.

En el caso de la energía solar termoeléctrica, al ser una tecnología que se encuentra

en los inicios de un posible desarrollo comercial, hace que la rentabilidad obtenida, en

el caso de venta a tarifa, sea del orden del resto de las energías de origen renovable

si bien es cierto, que acudiendo al mecanismo de venta al mercado, es la tecnología

que ofrece un mayor riesgo.

La energía eólica ha experimentado durante la última década un extraordinario

desarrollo, tanto por disponer de unos destacables recursos, como de una legislación

muy favorable. El alto grado de madurez del sector que ha propiciado una alta

competitividad tecnológica ha convertido a España en uno de los principales

fabricantes a nivel mundial de esta tecnología. Las herramientas de predicción

utilizadas para poder comunicar las previsiones de energía a la red, suponen unos

costes excesivos al promotor, por lo que aunque la posibilidad de venta a mercado

ofrezca una mayor rentabilidad de los proyectos, aproximadamente el 30% de los

inversores todavía permanecen acogidos al mecanismo de venta a la distribuidora.

Bien es cierto, que esta dificultad está contemplada en la legislación actual del

Régimen Especial y en el reciente R.D: 1556/05, de 23de diciembre, en su

disposición adicional decimoséptima se ha publicado “ A las instalaciones incluidas




en el resto de grupos del artículo 2 de este real decreto y en el resto de grupos del

R.D. 2366/98, de 9 de diciembre, de potencia instalada superior a 10 MW, no les será

de aplicación lo dispuesto en los artículos 19.4 y 31 hasta el 1 de enero de 2007”

La energía hidráulica constituye una de las fuentes principales de electricidad de

nuestro país con una larga tradición histórica, lo que la ha convertido en una

tecnología madura y muy consolidada. Por este motivo, las minicentrales

hidroeléctricas resultan económicamente atractivas al inversor, sin embargo, cada

vez son menos los proyectos que se desarrollan ya que el periodo promedio de la

obtención de la resolución definitiva de un expediente concesional está en torno a los

cinco años. De los dos grupos estudiados en esta tesis, es la minicentral

hidroeléctrica de potencia 25,8 MW la que presenta una mejor rentabilidad, ya que al

ser una central de pie de presa, sus costes de inversión son inferiores al de la central

de 3 MW que es de agua fluyente, para la cual hay que construir un azud y en

muchos de los casos, también un canal para la obtener un mayor salto de

turbinación.

La heterogeneidad es la característica fundamental de la biomasa, ya que existen

una amplia variedad de combinaciones entre diferentes tipos de combustibles y

tecnologías. A diferencia del resto de tecnologías de origen renovable, en el caso de

la biomasa, además de los costes de operación y mantenimiento o de personal

considerados, se incorporan los costes asociados al combustible y gestión de éste,

los cuales junto a la disponibilidad de la biomasa en cantidad y calidad, incrementan

el nivel de riesgo de este tipo de plantas. De las instalaciones elegidas para la

realización de esta tesis, es la planta de cultivos energéticos la que resulta menos

viable de las tres siendo su tarifa, prima e incentivos insuficientes para conseguir la

rentabilidad de los proyectos, no sucediendo de igual modo en las instalaciones de

biogás en las que la retribución económica del kWh exportado a la red puede

considerarse favorable para este tipo de instalaciones. Además, los bajos costes de

inversión y mantenimiento hacen éstas sean económicamente muy rentables.




En las centrales de co- combustión la mayor parte de los equipos utilizados forman

parte de la instalación convencional preexistente, lo que limita la inversión a los

equipos destinados a preparar la biomasa por lo que la inversión en este tipo de

instalaciones es menor, favoreciendo enormemente a la rentabilidad de estos

proyectos. En la actualidad, este tipo de instalaciones todavía no reciben prima por

acudir al mercado, pero en la Ley 24/2005, de 18 de noviembre, de reformas para el

impulso de la productividad, en su artículo 4, se manifiesta la posibilidad de primar a

estas instalaciones en la próxima revisión del R.D. 436/04. De este modo, se

contribuirá a la reducción de emisiones de CO2 por parte de las centrales térmicas

convencionales.

En el caso de las plantas de R.S.U., la prima asignada es inferior (20% de la TMR) al

caso de la eólica, minihidráulica o biomasa, pero a diferencia de la biomasa, lo

habitual es que las incineradoras obtengan una retribución adicional de las

administraciones locales por tratamiento de residuos, además de obtener otros

subproductos comerciales, como el compost, por lo que su viabilidad económica se

encuentra reforzada en comparación con otras tecnologías.

Las plantas de secado térmico de purines, al igual que sucede con las plantas de

R.S.U., reciben un porcentaje respecto a la TMR en concepto de prima inferior al de

las energías renovables (también el 20% de la TMR). Al necesitar como combustible

gas natural, del cual en España no se poseen reservas, y estar éste vinculado al

precio del barril de crudo que puede variar con mucha rapidez, dota de una

inestabilidad e incertidumbre económica a este tipo de proyectos. Las tarifas, primas

e incentivos que reciben este tipo de instalaciones no son suficientes para hacerlas

rentables, por lo que sería más recomendable acogerse a la tecnología de producción

de biogás que, como se ha podido ver a lo largo del desarrollo de esta tesis, resulta

ser económicamente mucho más rentable.




BIBLIOGRAFÍA

a) Legislación

Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico

Ley 24/2005, de 18 de noviembre, de reformas para el impulso de la productividad

R.D. 436/2004, de 12 de marzo, por el que se establece la metodología para la

actualización y sistematización del régimen jurídico y económico de la actividad de

producción de energía eléctrica en régimen especial.

R.D. 2392/2004, de 30 de diciembre por el que se establece la tarifa eléctrica para

2005

R.D. 1556/2005, de 30 de diciembre por el que se establece la tarifa eléctrica para

2006

R.D. 1454/2005, de 2 de diciembre, por el que se modifican determinadas

disposiciones relativas al sector eléctrico

ORDEN ITC/104/2005, de 28 de enero, por la que se establecen las tarifas de gas

natural y gases manufacturados por canalización, alquiler de contadores y derechos

de acometida para los consumidores conectados a redes de presión de suministro

igual o inferior a 4 bar

Resolución de 14 de abril de 2005, de la Dirección de Política Energética y Minas, por

la que se hacen públicas las tarifas de suministro de gas natural, el coste unitario de

la materia prima y el precio de cesión




Resolución de 14 de julio de 2005, de la Dirección de Política Energética y Minas, por

la que se hacen públicas las tarifas de suministro de gas natural, el coste unitario de

la materia prima y el precio de cesión

ORDEN ITC/3321/2005, de 25 de octubre, por la que se modifica la Orden

ITC/104/2005, de 28 de enero, por la que se establecen las tarifas de gas natural y

gases manufacturados por canalización, alquiler de contadores y derechos de

acometida para los consumidores conectados a redes de presión de suministro igual

o inferior a 4 bar

b) Publicaciones

[BREA_95] Brealey, Richard A. y Myers, Stewart C, “Fundamentos de

financiación empresarial”. Cuarta edición, Editorial McGraw- Hill.

1995

[CEE_04] Club Español de la Energía, “Curso de introducción al mercado

de la electricidad”.2004

[CNE_04] Comisión Nacional de la Energía (CNE), “Informe sobre las

ventas de energía del régimen especial en España. Año 2004”

[IDAE_99] Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE),

“Plan de Fomento de las Energías Renovables en España.

Diciembre 1999”


“Eficiencia Energética y Energías Renovables”


“Plan de Energías Renovables en España 2005-2010”

[IDAE] Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE),

“Documentos internos”




[OMEL_06] Compañía Operadora del Mercado Español de Electricidad, S.A.

(OMEL), “Evolución del mercado de producción de energía

eléctrica. Octubre 2005”

[PERE_04] Pérez Arriaga, Jose Ignacio, “Libro Blanco sobre la reforma del

marco regulatorio de la generación eléctrica en España”. Junio

2004

[SUAR_94] Suárez, Andrés S, “Decisiones óptimas de inversión y

financiación”,Ediciones Pirámide. 1994

c) Otros

Anteproyecto del proyecto ANDA SOL

“Curso de finanzas para no financieros”. Cuadernos de cinco días.

www.toledopv.com

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1. INTRODUCCIÓN - Instituto de Investigacion … · biodegradables de instalaciones industriales o de lodos de depuración de aguas residuales, así como el recuperado en los vertederos