1. INTRODUCCIÓN 1.1 El Régimen Especial

Tesis final del Máster en Gestión Técnica y Económica del Sector Eléctrico
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:
¾ 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
El Régimen Especial en el sistema eléctrico español: Comparativa económica
del tratamiento regulatorio entre distintas alternativas de generación acogidas
al Régimen Especial
2
Tesis final del Máster en Gestión Técnica y Económica del Sector Eléctrico
•
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.
¾ 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.
El Régimen Especial en el sistema eléctrico español: Comparativa económica
del tratamiento regulatorio entre distintas alternativas de generación acogidas
al Régimen Especial
3
Tesis final del Máster en Gestión Técnica y Económica del Sector Eléctrico
•
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.
•
Grupo b.7 Centrales que utilicen como combustible principal biomasa
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.
•
Grupo b.8 Centrales que utilicen como combustible principal biomasa
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.
¾ 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.
El Régimen Especial en el sistema eléctrico español: Comparativa económica
del tratamiento regulatorio entre distintas alternativas de generación acogidas
al Régimen Especial
4
Tesis final del Máster en Gestión Técnica y Económica del Sector Eléctrico
•
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%.
¾ 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%
El Régimen Especial en el sistema eléctrico español: Comparativa económica
del tratamiento regulatorio entre distintas alternativas de generación acogidas
al Régimen Especial
5
Tesis final del Máster en Gestión Técnica y Económica del Sector Eléctrico
-
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.
El Régimen Especial en el sistema eléctrico español: Comparativa económica
del tratamiento regulatorio entre distintas alternativas de generación acogidas
al Régimen Especial
6
Tesis final del Máster en Gestión Técnica y Económica del Sector Eléctrico
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
El Régimen Especial en el sistema eléctrico español: Comparativa económica
del tratamiento regulatorio entre distintas alternativas de generación acogidas
al Régimen Especial
7
Tesis final del Máster en Gestión Técnica y Económica del Sector Eléctrico
-
tecnológicamente los sistemas a emplear están totalmente probados,
existiendo gran cantidad de plantas funcionando desde hace muchos años. Las
plantas
de
(reciclaje,
incineración,
compostaje,
no descartan
vertedero)
pero
otros sistemas de tratamiento
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 Régimen Especial en el sistema eléctrico español: Comparativa económica
del tratamiento regulatorio entre distintas alternativas de generación acogidas
al Régimen Especial
8
Tesis final del Máster en Gestión Técnica y Económica del Sector Eléctrico
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.
El Régimen Especial en el sistema eléctrico español: Comparativa económica
del tratamiento regulatorio entre distintas alternativas de generación acogidas
al Régimen Especial
9
Tesis final del Máster en Gestión Técnica y Económica del Sector Eléctrico
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.
El Régimen Especial en el sistema eléctrico español: Comparativa económica
del tratamiento regulatorio entre distintas alternativas de generación acogidas
al Régimen Especial
10
Tesis final del Máster en Gestión Técnica y Económica del Sector Eléctrico
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.
El Régimen Especial en el sistema eléctrico español: Comparativa económica
del tratamiento regulatorio entre distintas alternativas de generación acogidas
al Régimen Especial
11
Tesis final del Máster en Gestión Técnica y Económica del Sector Eléctrico
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.
El Régimen Especial en el sistema eléctrico español: Comparativa económica
del tratamiento regulatorio entre distintas alternativas de generación acogidas
al Régimen Especial
12
Tesis final del Máster en Gestión Técnica y Económica del Sector Eléctrico
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 Régimen Especial en el sistema eléctrico español: Comparativa económica
del tratamiento regulatorio entre distintas alternativas de generación acogidas
al Régimen Especial
13
Tesis final del Máster en Gestión Técnica y Económica del Sector Eléctrico
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 productorconsumidor y la red.
El Régimen Especial en el sistema eléctrico español: Comparativa económica
del tratamiento regulatorio entre distintas alternativas de generación acogidas
al Régimen Especial
14
Tesis final del Máster en Gestión Técnica y Económica del Sector Eléctrico
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
El Régimen Especial en el sistema eléctrico español: Comparativa económica
del tratamiento regulatorio entre distintas alternativas de generación acogidas
al Régimen Especial
15
Tesis final del Máster en Gestión Técnica y Económica del Sector Eléctrico
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 Régimen Especial en el sistema eléctrico español: Comparativa económica
del tratamiento regulatorio entre distintas alternativas de generación acogidas
al Régimen Especial
16
Tesis final del Máster en Gestión Técnica y Económica del Sector Eléctrico
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
El Régimen Especial en el sistema eléctrico español: Comparativa económica
del tratamiento regulatorio entre distintas alternativas de generación acogidas
al Régimen Especial
17
Tesis final del Máster en Gestión Técnica y Económica del Sector Eléctrico
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.
El Régimen Especial en el sistema eléctrico español: Comparativa económica
del tratamiento regulatorio entre distintas alternativas de generación acogidas
al Régimen Especial
18
Tesis final del Máster en Gestión Técnica y Económica del Sector Eléctrico
Tabla 3-1: Participación del Régimen Especial en la cobertura de la demanda peninsular.
Año
Ventas de energía
Total Incremen. Total Incremen.
de la producción
Energía
Potencia
de Régimen
Vendida (%)
Instalada (MW)
Especial (GWh)
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
3.138
4.014
5.697
8.519
10.006
14.108
16.499
20.359
25.100
27.463
31.193
36.203
42.151
46.471
93%
28%
42%
50%
17%
41%
17%
23%
23%
9%
14%
16%
16%
10%
365
175
569
455
492
825
621
1.675
1.508
1.488
1.979
2.131
1.620
2.231
% Producc. R.E.
S/ Demanda b.c.
2%
3%
4%
6%
6%
9%
10%
11%
13%
13%
14%
16%
18%
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.
El Régimen Especial en el sistema eléctrico español: Comparativa económica
del tratamiento regulatorio entre distintas alternativas de generación acogidas
al Régimen Especial
19
Tesis final del Máster en Gestión Técnica y Económica del Sector Eléctrico
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.
El Régimen Especial en el sistema eléctrico español: Comparativa económica
del tratamiento regulatorio entre distintas alternativas de generación acogidas
al Régimen Especial
20
Tesis final del Máster en Gestión Técnica y Económica del Sector Eléctrico
3.1.5.1 Tarifas, primas e incentivos para instalaciones de la categoría b), c) y d)
acogidas al R.D. 436/04
¾ 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:
Tarifa: 300% durante los primeros 25 años desde su puesta en marcha y
240% a partir de entonces
Prima: 250% durante los primeros 25 años desde su puesta en marcha y
200% a partir de entonces
Incentivo: 10%
3) Instalaciones de energía solar térmica del subgrupo b.1.2
Tarifa: 300% durante los primeros 25 años desde su puesta en marcha y
240% a partir de entonces
Prima: 250% durante los primeros 25 años desde su puesta en marcha y
200% a partir de entonces
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.
El Régimen Especial en el sistema eléctrico español: Comparativa económica
del tratamiento regulatorio entre distintas alternativas de generación acogidas
al Régimen Especial
21
Tesis final del Máster en Gestión Técnica y Económica del Sector Eléctrico
Grupo b.2: energía eólica
1) Instalaciones del subgrupo b.2.1 de no más de 5 MW de potencia instalada:
Tarifa: 90% durante los primeros 15 años desde su puesta en marcha y
80% a partir de entonces
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:
Tarifa: 90% durante los primeros 5 años desde su puesta en marcha y
80% a partir de entonces
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.
El Régimen Especial en el sistema eléctrico español: Comparativa económica
del tratamiento regulatorio entre distintas alternativas de generación acogidas
al Régimen Especial
22
Tesis final del Máster en Gestión Técnica y Económica del Sector Eléctrico
•
Grupo b.3: energía geotérmica y otras
1) Instalaciones de no más de 50 MW de potencia instalada:
Tarifa: 90% durante los primeros 20 años desde su puesta en marcha y
80% a partir de entonces
Prima: 40%
Incentivo: 10%
•
Grupo b.4: energía hidráulica cuya potencia instalada no sea superior a 10 MW
Tarifa: 90% durante los primeros 25 años desde su puesta en marcha y
80% a partir de entonces
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:
Tarifa: 90% durante los primeros 15 años desde su puesta en marcha y
80% a partir de entonces
Prima: 40%
Incentivo: 10%
El Régimen Especial en el sistema eléctrico español: Comparativa económica
del tratamiento regulatorio entre distintas alternativas de generación acogidas
al Régimen Especial
23
Tesis final del Máster en Gestión Técnica y Económica del Sector Eléctrico
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
Tarifa: 90% durante los primeros 20 años desde su puesta en marcha y
80% a partir de entonces
Prima: 40%
Incentivo: 10%
2) Instalaciones del grupo b.7
Tarifa: 90% durante los primeros 20 años desde su puesta en marcha y
80% a partir de entonces
Prima: 40%
Incentivo: 10%
3) Instalaciones del grupo b.8
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.
El Régimen Especial en el sistema eléctrico español: Comparativa económica
del tratamiento regulatorio entre distintas alternativas de generación acogidas
al Régimen Especial
24
Tesis final del Máster en Gestión Técnica y Económica del Sector Eléctrico
¾ Categoría c):
1) Instalaciones del grupo c.1, centrales que utilicen como combustible
principal residuos sólidos urbanos
Tarifa: 70% durante los primeros 15 años desde su puesta en marcha y
50% a partir de entonces
Prima: 20% durante los primeros 15 años desde su puesta en marcha y
10% a partir de entonces
Incentivo: 10%
2) Instalaciones del grupo c.2, centrales que utilicen como combustible
principal otros residuos:
Tarifa: 70% durante los primeros 15 años desde su puesta en marcha y
50% a partir de entonces
Prima: 20% durante los primeros 15 años desde su puesta en marcha y
10% a partir de entonces
Incentivo: 10%
3) Instalaciones del grupo c.3:
Tarifa: 50%
Prima: 20% durante los primeros 10 años desde su puesta en marcha y
10% a partir de entonces
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
El Régimen Especial en el sistema eléctrico español: Comparativa económica
del tratamiento regulatorio entre distintas alternativas de generación acogidas
al Régimen Especial
25
Tesis final del Máster en Gestión Técnica y Económica del Sector Eléctrico
¾ Categoría d):
1) Instalaciones del grupo d.1:
Tarifa: 70% durante los primeros 15 años desde su puesta en marcha y
50% a partir de entonces
Prima: 20% durante los primeros 15 años desde su puesta en marcha y
10% a partir de entonces
Incentivo: 10%
2) Instalaciones del grupo d.2, centrales que utilicen como combustible
principal otros residuos:
Tarifa: 70% durante los primeros 15 años desde su puesta en marcha y
50% a partir de entonces
Prima: 20% durante los primeros 15 años desde su puesta en marcha y
10% a partir de entonces
Incentivo: 10%
3) Instalaciones del grupo d.3:
Tarifa: 60% durante los primeros 15 años desde su puesta en marcha y
50% a partir de entonces
Prima: 10% durante los primeros 10 años desde su puesta en marcha y
10% a partir de entonces
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
El Régimen Especial en el sistema eléctrico español: Comparativa económica
del tratamiento regulatorio entre distintas alternativas de generación acogidas
al Régimen Especial
26
Tesis final del Máster en Gestión Técnica y Económica del Sector Eléctrico
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
27
Tesis final del Máster en Gestión Técnica y Económica del Sector Eléctrico
Tabla 3-2: Porcentajes sobre TMR de tarifas, primas e incentivos GRUPO B
Precio Fijo
Precio Fijo=
Tarifa Regulada
(% TMR)
Tecnologías
Venta Libre en el Mercado
Incentivo
Total
Participación
Prima (% TMR)
Prima+Incentivo
Mercado
(% TMR)
(% TMR)
SOLAR (b.1)
Fotovoltaica (b.1.1)
≤ 100 kW
> 100 kW
575%
300%
300%
250%
250%
10%
10%
260%
260%
≤ 5 MW
> 5 MW
≤ 5 MW
> 5 MW
90%
90%
90%
90%
40%
40%
40%
40%
10%
10%
10%
10%
50%
50%
50%
50%
< 50 MW
90%
40%
10%
50%
≤ 10 MW
> 10 MW y ≤ 25 MW
> 25 MW y ≤ 50 MW
90%
90%
80%
40%
40%
30%
10%
10%
10%
50%
50%
40%
Cultivos energéticos (≥ 70 %)
Residuos agrícolas y forestales (≥ 70 %)
Lodos/ Biogás (≥ 70 %)
Industrias agrícolas y forestales (≥ 90 %)
90%
90%
90%
80%
40%
40%
40%
30%
10%
10%
10%
10%
50%
50%
50%
40%
Termoeléctrica (b.1.2)
EÓLICA (b.2)
Eólica - Onshore (b.2.1)
Eólica - Offshore (b.2.2)
GEOTÉRMICA (b.3)
HIDRÁULICA
(b.4)
(b.5)
BIOMASA
(b.6)
(b.7)
(b.8)
El Régimen Especial en el sistema eléctrico español: Comparativa económica del tratamiento regulatorio entre distintas
alternativas de generación acogidas al Régimen Especial
28
Tesis final del Máster en Gestión Técnica y Económica del Sector Eléctrico
Tabla 3-3: Porcentajes sobre TMR de tarifas, primas e incentivos GRUPO C
Precio Fijo
Tecnologías
RESIDUOS
(c.1)
(c.2)
(c.3)
Residuos Sólidos Urbanos
Combustible principal otros residuos
Resto
Precio Fijo=
Tarifa Regulada
(% TMR)
70%
70%
50%
Venta Libre en el Mercado
Incentivo
Total
Participación
Prima (% TMR)
Prima+Incentivo
Mercado
(% TMR)
(% TMR)
20%
20%
20%
10%
10%
10%
30%
30%
30%
Tabla 3-4: Porcentajes sobre TMR de tarifas, primas e incentivos GRUPO D
Precio Fijo
Tecnologías
COGENERACIÓN PARA TRATAMIENTO Y REDUCCIÓN DE
RESIDUOS
(d.1)
Residuos Sólidos Urbanos
(d.2)
Combustible principal otros residuos
(d.3)
Resto
Precio Fijo=
Tarifa Regulada
(% TMR)
70%
70%
60%
Venta Libre en el Mercado
Incentivo
Total
Participación
Prima (% TMR)
Prima+Incentivo
Mercado
(% TMR)
(% TMR)
20%
20%
10%
10%
10%
10%
El Régimen Especial en el sistema eléctrico español: Comparativa económica del tratamiento regulatorio entre distintas
alternativas de generación acogidas al Régimen Especial
30%
30%
20%
29
Tesis final del Máster en Gestión Técnica y Económica del Sector Eléctrico
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
Objetivos del Plan
2010
Incremento
UD: ktep
1998
Previsión del consumo de energía
primaria
Aportación de las energías
renovables:
en generación de electricidad
en usos térmicos
113.990
134.970
7.200
16.600
9.400
3.700
3.500
11.400
5.200
7.700
1.700
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.
El Régimen Especial en el sistema eléctrico español: Comparativa económica
del tratamiento regulatorio entre distintas alternativas de generación acogidas
al Régimen Especial
30
Tesis final del Máster en Gestión Técnica y Económica del Sector Eléctrico
Tabla 3-6: Objetivos de generación eléctrica del Plan (producción bruta)
Tecnologías
Total renovables
Hidráulica (R. Ordinario)
Resto renovables (R. Especial)
Hidráulica 10 MW < P< 50 MW (primada)
Hidráulica P< 10 MW
Eólica
Biomasa + Biogás + RSU
Solar
1998
2010
GWh
GWh
38.851
30.429
8.422
4.680
2.002
1.725
15
76.597
30.429
46.168
700
6.912
21.538
16.341
677
Objetivos
Incremento
GWh
medio anual
37.746
0
37.746
13%
700
2.232
3%
19.536
22%
14.616
21%
662
37%
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.
El Régimen Especial en el sistema eléctrico español: Comparativa económica
del tratamiento regulatorio entre distintas alternativas de generación acogidas
al Régimen Especial
31
Tesis final del Máster en Gestión Técnica y Económica del Sector Eléctrico
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 20002010, 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:
El Régimen Especial en el sistema eléctrico español: Comparativa económica
del tratamiento regulatorio entre distintas alternativas de generación acogidas
al Régimen Especial
32
Tesis final del Máster en Gestión Técnica y Económica del Sector Eléctrico
-
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.
El Régimen Especial en el sistema eléctrico español: Comparativa económica
del tratamiento regulatorio entre distintas alternativas de generación acogidas
al Régimen Especial
33
Tesis final del Máster en Gestión Técnica y Económica del Sector Eléctrico
Tabla 3-7: Objetivos del Plan de Energías Renovables en España 2005-2010
Situación en 2004 (año medio (1) )
Potencia
(MW)
Generación de electricidad
Hidráulica (> 50 MW) (3)
Hidráulica (entre 10 y 50 MW)
Hidráulica (< 10 MW)
Biomasa
Centrales de Biomasa
Co- combustión
R.S.U.
Eólica
Solar Fotovoltaica
Biogás
Solar Termoeléctrica
TOTAL ÁREAS ELÉCTRICAS
Usos térmicos
Biomasa
Solar térmica de baja temperatura
TOTAL ÁREAS TÉRMICAS
Biocarburantes (Transporte)
TOTAL BIOCARBURANTES
TOTAL ENERGÍAS RENOVABLES
Producción
en términos
Producción
de Energía
(GWh)
Primaria
(ktep)
13.521
2.897
1.749
344
344
0
189
8.155
37
141
25.014
5.794
5.421
2.193
2.193
0
1.223
19.571
56
825
1.979
498
466
680
680
0
395
1.683
5
267
27.032
60.096
5.973
Objetivo de incremento 2005- 2010 (2)
Potencia
(MW)
Producción
(GWh)
0
360
450
1.695
973
722
0
12.000
363
94
500
15.462
0
687
1.271
11.823
6.787
5.036
25.940
553
592
1.298
42.163
Situación Objetivo en el año 2010
Producción
en términos
Potencia
de Energía
(MW)
Primaria
(ktep)
0
59
109
4.458
2.905
1.552
0
2.231
48
188
509
7.602
13.521
3.257
2.199
2.039
1.317
722
189
20.155
400
235
500
42.494
m2 Solar t.
Baja temp.
Producción
(GWh)
Producción
en términos
de Energía
Primaria
(ktep)
25.014
6.480
6.692
14.015
8.980
5.036
1.223
45.511
609
1.417
1.298
102.259
1.979
557
575
5.138
3.586
1.552
395
3.914
52
455
509
13.574
m2 Solar t.
Baja temp.
(ktep)
m2 Solar t.
Baja temp.
(ktep)
700.805
3.487
51
3.538
4.200.000
583
325
907
4.070
376
4.445
228
1.972
2.200
9.739
10.481
20.220
(ktep)
CONSUMO DE ENERGÍA PRIMARIA (ktep)
(Escenario Energético: Tendencial /PER)
141.567
167.100
Energías Renovables/Energía Primaria (%)
6,90%
12,10%
(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.
El Régimen Especial en el sistema eléctrico español: Comparativa económica del tratamiento regulatorio entre distintas
alternativas de generación acogidas al Régimen Especial
34
Tesis final del Máster en Gestión Técnica y Económica del Sector Eléctrico
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
El Régimen Especial en el sistema eléctrico español: Comparativa económica
del tratamiento regulatorio entre distintas alternativas de generación acogidas
al Régimen Especial
35
Tesis final del Máster en Gestión Técnica y Económica del Sector Eléctrico
-
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.
El Régimen Especial en el sistema eléctrico español: Comparativa económica
del tratamiento regulatorio entre distintas alternativas de generación acogidas
al Régimen Especial
36
Tesis final del Máster en Gestión Técnica y Económica del Sector Eléctrico
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.
El Régimen Especial en el sistema eléctrico español: Comparativa económica
del tratamiento regulatorio entre distintas alternativas de generación acogidas
al Régimen Especial
37
Tesis final del Máster en Gestión Técnica y Económica del Sector Eléctrico
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)
El Régimen Especial en el sistema eléctrico español: Comparativa económica
del tratamiento regulatorio entre distintas alternativas de generación acogidas
al Régimen Especial
38
Tesis final del Máster en Gestión Técnica y Económica del Sector Eléctrico
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:
El Régimen Especial en el sistema eléctrico español: Comparativa económica
del tratamiento regulatorio entre distintas alternativas de generación acogidas
al Régimen Especial
39
Tesis final del Máster en Gestión Técnica y Económica del Sector Eléctrico
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).
El Régimen Especial en el sistema eléctrico español: Comparativa económica
del tratamiento regulatorio entre distintas alternativas de generación acogidas
al Régimen Especial
40
Tesis final del Máster en Gestión Técnica y Económica del Sector Eléctrico
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
El Régimen Especial en el sistema eléctrico español: Comparativa económica
del tratamiento regulatorio entre distintas alternativas de generación acogidas
al Régimen Especial
41
Tesis final del Máster en Gestión Técnica y Económica del Sector Eléctrico
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.
El Régimen Especial en el sistema eléctrico español: Comparativa económica
del tratamiento regulatorio entre distintas alternativas de generación acogidas
al Régimen Especial
42
Tesis final del Máster en Gestión Técnica y Económica del Sector Eléctrico
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
El Régimen Especial en el sistema eléctrico español: Comparativa económica
del tratamiento regulatorio entre distintas alternativas de generación acogidas
al Régimen Especial
43
Tesis final del Máster en Gestión Técnica y Económica del Sector Eléctrico
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
El Régimen Especial en el sistema eléctrico español: Comparativa económica
del tratamiento regulatorio entre distintas alternativas de generación acogidas
al Régimen Especial
44
Tesis final del Máster en Gestión Técnica y Económica del Sector Eléctrico
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:
Kddi = Kd * (1 − t
)
dependerá del “precio del dinero” en el momento considerado y de la capacidad
negociadora de la empresa con las entidades financieras.
El Régimen Especial en el sistema eléctrico español: Comparativa económica
del tratamiento regulatorio entre distintas alternativas de generación acogidas
al Régimen Especial
45
Tesis final del Máster en Gestión Técnica y Económica del Sector Eléctrico
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:
K RP = K LR + β * ( K M − K LR )
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 β * (K M − K LR ) 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
El Régimen Especial en el sistema eléctrico español: Comparativa económica
del tratamiento regulatorio entre distintas alternativas de generación acogidas
al Régimen Especial
46
Tesis final del Máster en Gestión Técnica y Económica del Sector Eléctrico
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:
⎛ RP ⎞
⎛ RA ⎞
WACC = KRP *⎜
⎟ + KRA *(1−t) *⎜
⎟
⎝ RP+ RA⎠
⎝ RA+ RP⎠
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.
El Régimen Especial en el sistema eléctrico español: Comparativa económica
del tratamiento regulatorio entre distintas alternativas de generación acogidas
al Régimen Especial
47
Tesis final del Máster en Gestión Técnica y Económica del Sector Eléctrico
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.
El Régimen Especial en el sistema eléctrico español: Comparativa económica
del tratamiento regulatorio entre distintas alternativas de generación acogidas
al Régimen Especial
48
Tesis final del Máster en Gestión Técnica y Económica del Sector Eléctrico
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.
i=n
VAN = ∑
i =0
CFi
(1 + k ) i
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.
El Régimen Especial en el sistema eléctrico español: Comparativa económica
del tratamiento regulatorio entre distintas alternativas de generación acogidas
al Régimen Especial
49
Tesis final del Máster en Gestión Técnica y Económica del Sector Eléctrico
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:
i=n
VAN = ∑
i =0
CFi
= 0 siendo k la Tasa Interna de Retorno.
(1 + k ) i
El Régimen Especial en el sistema eléctrico español: Comparativa económica
del tratamiento regulatorio entre distintas alternativas de generación acogidas
al Régimen Especial
50
Tesis final del Máster en Gestión Técnica y Económica del Sector Eléctrico
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:
MARGEN =
BAII
%
VN
d) Rotación: se define como la relación porcentual entre las ventas netas y el activo
total:
ROTACIÓN =
VN
%
AT
e) Rentabilidad económica: se define como la relación porcentual entre el beneficio
antes de intereses e impuestos y el activo total:
RE =
BAII
%
AT
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:
RF =
BN
%
RP
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.
El Régimen Especial en el sistema eléctrico español: Comparativa económica
del tratamiento regulatorio entre distintas alternativas de generación acogidas
al Régimen Especial
51
Tesis final del Máster en Gestión Técnica y Económica del Sector Eléctrico
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.
LIQUIDEZ =
AC
PC
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:
TEST . ÁCIDO =
CAJA
PC
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.
RE =
A. Re al
E
El Régimen Especial en el sistema eléctrico español: Comparativa económica
del tratamiento regulatorio entre distintas alternativas de generación acogidas
al Régimen Especial
52
Tesis final del Máster en Gestión Técnica y Económica del Sector Eléctrico
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:
ENDEUDAMIENTO =
RA
%
RP
El Régimen Especial en el sistema eléctrico español: Comparativa económica
del tratamiento regulatorio entre distintas alternativas de generación acogidas
al Régimen Especial
53
Tesis final del Máster en Gestión Técnica y Económica del Sector Eléctrico
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
El Régimen Especial en el sistema eléctrico español: Comparativa económica
del tratamiento regulatorio entre distintas alternativas de generación acogidas
al Régimen Especial
54
Tesis final del Máster en Gestión Técnica y Económica del Sector Eléctrico
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
El Régimen Especial en el sistema eléctrico español: Comparativa económica
del tratamiento regulatorio entre distintas alternativas de generación acogidas
al Régimen Especial
55
Tesis final del Máster en Gestión Técnica y Económica del Sector Eléctrico
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:
¾ 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.)
¾ 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.
El Régimen Especial en el sistema eléctrico español: Comparativa económica
del tratamiento regulatorio entre distintas alternativas de generación acogidas
al Régimen Especial
56
Tesis final del Máster en Gestión Técnica y Económica del Sector Eléctrico
¾ 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).
¾ 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.
¾ 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.
¾ Beneficio Antes de Impuestos (BAI): resultado de sumar el Beneficio Operativo
con los Ingresos Financieros, restándole los Gastos Financieros.
¾ 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.
¾ 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.
El Régimen Especial en el sistema eléctrico español: Comparativa económica
del tratamiento regulatorio entre distintas alternativas de generación acogidas
al Régimen Especial
57
Tesis final del Máster en Gestión Técnica y Económica del Sector Eléctrico
¾ Paso a Reservas: son una parte de los beneficios que los propietarios no retiran
de la empresa.
¾ 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 €)
ƒ
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
ƒ
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
ƒ
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
ƒ
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
El Régimen Especial en el sistema eléctrico español: Comparativa económica
del tratamiento regulatorio entre distintas alternativas de generación acogidas
al Régimen Especial
58
Tesis final del Máster en Gestión Técnica y Económica del Sector Eléctrico
ƒ
Gastos Financieros = Intereses de la Deuda
ƒ
Ingresos Financieros = Interés Inversiones* Inversiones Financieras Temporales
ƒ
Amortización (miles €) = Amortización Inversión + Amortización Intercalarios
BENEFICIO OPERATIVO = INGRESOS – GASTOS
BENEFICIO DESPUÉS DE IMPUESTOS = BENEFICIO OPERATIVO – IMPUESTO
OPERATIVO
ƒ
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
¾ Fondos Generados: son calculados como la suma del Beneficio Operativo (BAII)
más las Amortizaciones Totales.
¾ 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).
¾ 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.
El Régimen Especial en el sistema eléctrico español: Comparativa económica
del tratamiento regulatorio entre distintas alternativas de generación acogidas
al Régimen Especial
59
Tesis final del Máster en Gestión Técnica y Económica del Sector Eléctrico
-
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:
Clientes = Ventas *
-
PMC
365
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:
Pr oveedores = Compras *
PMP
365
¾ 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.
¾ IVA repercutido Ventas: es la aplicación del IVA (16%) al total de las Ventas
Netas.
¾ 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:
El Régimen Especial en el sistema eléctrico español: Comparativa económica
del tratamiento regulatorio entre distintas alternativas de generación acogidas
al Régimen Especial
60
Tesis final del Máster en Gestión Técnica y Económica del Sector Eléctrico
(+) Fondos Generados
(-) Inversiones
(-) IVA soportado inversiones
(+) IVA devuelto inversiones
(+) IVA repercutido ventas
(-) Impuesto de Sociedades
(+) Variación Fondo Maniobra
(+) Variación Tesorería
(=) Flujo de Caja Operativo
¾ 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.
¾ 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.
¾ Necesidades Totales de Financiación: para calcularlas se restan todas las
salidas de fondos debidas a las inversiones.
¾ 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
El Régimen Especial en el sistema eléctrico español: Comparativa económica
del tratamiento regulatorio entre distintas alternativas de generación acogidas
al Régimen Especial
61
Tesis final del Máster en Gestión Técnica y Económica del Sector Eléctrico
ƒ
Aumento del Fondo de Maniobra = (Clientes – Acreedores)i – (Clientes –
Acreedores)i-1
ƒ
Aumento del Nivel Mínimo de Tesorería = Tesoreríai – Tesoreríai-1
ƒ
Inversión = Inversión en Activos Fijos
ƒ
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
ƒ
Aportación Capital = Inversión * Recursos Propios %
ƒ
Deuda IVA Inversiones = IVA Soportado Inversiones
ƒ
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
¾ INMOVILIZADO NETO: es la diferencia entre el Inmovilizado Amortizable y la
Amortización Acumulada.
El Régimen Especial en el sistema eléctrico español: Comparativa económica
del tratamiento regulatorio entre distintas alternativas de generación acogidas
al Régimen Especial
62
Tesis final del Máster en Gestión Técnica y Económica del Sector Eléctrico
-
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.
¾ 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
¾ 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.
El Régimen Especial en el sistema eléctrico español: Comparativa económica
del tratamiento regulatorio entre distintas alternativas de generación acogidas
al Régimen Especial
63
Tesis final del Máster en Gestión Técnica y Económica del Sector Eléctrico
¾ 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.
¾ 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.
ƒ
Inmovilizado Neto = Inmovilizado Amortizable – Amortización Acumulada
ƒ
Activo Circulante = Clientes + Existencias + Inv. Financieras Temporales + Caja +
Hac. Pública Deudora IVA Inversión
PASIVO = FONDOS PROPIOS + EXIGIBLE
ƒ
Fondos Propios = Capital Social + Reservas + Dividendos a Repartir + Resultado
del Ejercicio
El Régimen Especial en el sistema eléctrico español: Comparativa económica
del tratamiento regulatorio entre distintas alternativas de generación acogidas
al Régimen Especial
64
Tesis final del Máster en Gestión Técnica y Económica del Sector Eléctrico
ƒ
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 Régimen Especial en el sistema eléctrico español: Comparativa económica
del tratamiento regulatorio entre distintas alternativas de generación acogidas
al Régimen Especial
65
Tesis final del Máster en Gestión Técnica y Económica del Sector Eléctrico
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
ƒ
BAIDT = BAIT – Impuestos sobre el BAIT
BAIT = Ingresos – Gastos – Amortización Activos Fijos de Explotación
Impuestos sobre el BAIT = BAIT * Impuesto de Sociedades
ƒ
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.
El Régimen Especial en el sistema eléctrico español: Comparativa económica
del tratamiento regulatorio entre distintas alternativas de generación acogidas
al Régimen Especial
66
Tesis final del Máster en Gestión Técnica y Económica del Sector Eléctrico
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.
El Régimen Especial en el sistema eléctrico español: Comparativa económica
del tratamiento regulatorio entre distintas alternativas de generación acogidas
al Régimen Especial
67
Tesis final del Máster en Gestión Técnica y Económica del Sector Eléctrico
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.
El Régimen Especial en el sistema eléctrico español: Comparativa económica
del tratamiento regulatorio entre distintas alternativas de generación acogidas
al Régimen Especial
68
Tesis final del Máster en Gestión Técnica y Económica del Sector Eléctrico
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
Impuesto de Sociedades
% Recursos Propios
% Subvención
6%
35%
23,26%
Fondo Perdido 50%
Interés Nulo 50%
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:
El Régimen Especial en el sistema eléctrico español: Comparativa económica
del tratamiento regulatorio entre distintas alternativas de generación acogidas
al Régimen Especial
69
Tesis final del Máster en Gestión Técnica y Económica del Sector Eléctrico
Tabla 5-2: Otros datos
IVA
IPC
Nivel Mínimo de Tesorería
PMC (Periodo Mínimo de Cobro)
PMP (Periodo Mínimo de Pago)
16%
2%
2 días
60 días
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.
El Régimen Especial en el sistema eléctrico español: Comparativa económica
del tratamiento regulatorio entre distintas alternativas de generación acogidas
al Régimen Especial
70
Tesis final del Máster en Gestión Técnica y Económica del Sector Eléctrico
Costes de
instalación
24%
Módulos
fotovoltaicos
47%
Gestión e ingeniería
del proyecto
20%
Inversores
Equipo de
4%
Costes de
monotorización
componentes
2%
convencionales
3%
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%.
El Régimen Especial en el sistema eléctrico español: Comparativa económica
del tratamiento regulatorio entre distintas alternativas de generación acogidas
al Régimen Especial
71
Tesis final del Máster en Gestión Técnica y Económica del Sector Eléctrico
Obra civil
8%
Otros gastos
10%
Montaje y puesta
en marcha
7%
Turbina/Generador/
Condensador
Sist.
6%
almacenamiento
térmico
Sist. de
15%
transferencia de
calor
4%
Colectores campo
solar
46%
Generador de vapor
solar
4%
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.
El Régimen Especial en el sistema eléctrico español: Comparativa económica
del tratamiento regulatorio entre distintas alternativas de generación acogidas
al Régimen Especial
72
Tesis final del Máster en Gestión Técnica y Económica del Sector Eléctrico
Obra civil
6%
Diversos estudios
5%
Eq. Electromecánico
14%
Aerogeneradores
75 %
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
El Régimen Especial en el sistema eléctrico español: Comparativa económica
del tratamiento regulatorio entre distintas alternativas de generación acogidas
al Régimen Especial
73
Tesis final del Máster en Gestión Técnica y Económica del Sector Eléctrico
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:
Grupo
turbogenerador
30%
Eq eléctricos,
regulación y
control
22%
Obra civil
40%
Ingeniería y
dirección de
obra
8%
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.
El Régimen Especial en el sistema eléctrico español: Comparativa económica
del tratamiento regulatorio entre distintas alternativas de generación acogidas
al Régimen Especial
74
Tesis final del Máster en Gestión Técnica y Económica del Sector Eléctrico
Otros gastos
25%
Coste hornocaldera
40%
S. depuración de
gases
25%
Gest. res
combustión
10%
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
El Régimen Especial en el sistema eléctrico español: Comparativa económica
del tratamiento regulatorio entre distintas alternativas de generación acogidas
al Régimen Especial
75
Tesis final del Máster en Gestión Técnica y Económica del Sector Eléctrico
- 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.
El Régimen Especial en el sistema eléctrico español: Comparativa económica
del tratamiento regulatorio entre distintas alternativas de generación acogidas
al Régimen Especial
76
Tesis final del Máster en Gestión Técnica y Económica del Sector Eléctrico
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
El Régimen Especial en el sistema eléctrico español: Comparativa económica
del tratamiento regulatorio entre distintas alternativas de generación acogidas
al Régimen Especial
77
Tesis final del Máster en Gestión Técnica y Económica del Sector Eléctrico
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 Régimen Especial en el sistema eléctrico español: Comparativa económica
del tratamiento regulatorio entre distintas alternativas de generación acogidas
al Régimen Especial
78
Tesis final del Máster en Gestión Técnica y Económica del Sector Eléctrico
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 Régimen Especial en el sistema eléctrico español: Comparativa económica
del tratamiento regulatorio entre distintas alternativas de generación acogidas
al Régimen Especial
79
Tesis final del Máster en Gestión Técnica y Económica del Sector Eléctrico
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.
El Régimen Especial en el sistema eléctrico español: Comparativa económica
del tratamiento regulatorio entre distintas alternativas de generación acogidas
al Régimen Especial
80
Tesis final del Máster en Gestión Técnica y Económica 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
El Régimen Especial en el sistema eléctrico español: Comparativa económica
del tratamiento regulatorio entre distintas alternativas de generación acogidas
al Régimen Especial
81
Tesis final del Máster en Gestión Técnica y Económica del Sector Eléctrico
-
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
tarifa eléctrica
la
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.
El Régimen Especial en el sistema eléctrico español: Comparativa económica
del tratamiento regulatorio entre distintas alternativas de generación acogidas
al Régimen Especial
82
Tesis final del Máster en Gestión Técnica y Económica del Sector Eléctrico
Tabla 5-3: Estimación precios de venta de excedentes 2005 instalación solar fotovoltaica P< 100 kW
SOLAR FOTOVOLTAICA < 100 KW
Tarifa Regulada (1)
VENTA A DISTRIBUIDORA
cent€/kWh
575% TMR
42,1498
460% TMR
33,7198
0,0000
0,0000
42,1498
33,7198
42,1498
33,7198
Precio Mercado Organizado (2)
Prima
Incentivo Participación en el Mercado
Complto. por Garantía de Potencia (3)
Complto. por Energía Reactiva (4)
Costes de Desvíos (5)
PRECIO MEDIO FACTURACIÓN (cent€/kWh)
Costes de Agente Vendedor (6)
PRECIO MEDIO COMPARATIVO (cent€/kWh)
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
El Régimen Especial en el sistema eléctrico español: Comparativa económica del tratamiento regulatorio entre distintas
alternativas de generación acogidas al Régimen Especial
83
Tesis final del Máster en Gestión Técnica y Económica del Sector Eléctrico
Tabla 5-4: Estimación precios de venta de excedentes 2005 instalación solar fotovoltaica P > 100 kW
SOLAR FOTOVOLTAICA; 1 MW
Tarifa Regulada
(1)
VENTA A DISTRIBUIDORA
cent€/kWh
300% TMR
240% TMR
21,9912
17,5930
Precio Mercado Organizado
(2)
Precio Final Horario del Mercado
Prima
Incentivo Participación en el Mercado
Complto. por Garantía de Potencia
(4)
Complto. por Energía Reactiva
Costes de Desvíos
(3)
VENTA EN MERCADO
cent€/kWh
5,8540
250% TMR
18,3260
10% TMR
0,7330
5,8540
200% TMR
14,6608
10% TMR
0,7330
0,4800
0,1466
0,1466
0,1466
0,4800
0,1466
22,1378
17,7396
25,5396
21,8744
-0,1200
-0,1200
25,4196
21,7544
(5)
PRECIO MEDIO FACTURACIÓN (cent /kWh)
Costes de Agente Vendedor
(6)
PRECIO MEDIO COMPARATIVO (cent€/kWh)
22,1378
17,7396
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
El Régimen Especial en el sistema eléctrico español: Comparativa económica del tratamiento regulatorio entre distintas
alternativas de generación acogidas al Régimen Especial
84
Tesis final del Máster en Gestión Técnica y Económica del Sector Eléctrico
Tabla 5-5: Estimación precios de venta de excedentes 2005 central solar termoeléctrica
SOLAR TERMOELÉCTRICA; 50 MW
Tarifa Regulada
VENTA A DISTRIBUIDORA
cent€/kWh
300% TMR
21,9912
(1)
VENTA EN MERCADO
cent€/kWh
240% TMR
17,5930
Precio Mercado Organizado
Precio Final Horario del Mercado
(2)
Prima
Incentivo Participación en el Mercado
Complto. por Garantía de Potencia
Complto. por Energía Reactiva
Costes de Desvíos
(3)
(4)
(5)
PRECIO MEDIO FACTURACIÓN (cent€/kWh)
Costes de Programación
Costes de Agente Vendedor
5,8540
200% TMR
14,6608
10% TMR
0,7330
0,4800
0,4800
0,1466
0,1466
0,1466
0,1466
-0,12
-0,12
-0,12
-0,12
22,0178
17,6196
25,4196
21,7544
-0,09
-0,09
-0,09
-0,09
-0,1200
-0,1200
25,2096
21,5444
(6)
PRECIO MEDIO COMPARATIVO (cent€/kWh)
5,8540
250% TMR
18,3260
10% TMR
0,7330
21,9278
17,5296
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
El Régimen Especial en el sistema eléctrico español: Comparativa económica del tratamiento regulatorio entre distintas
alternativas de generación acogidas al Régimen Especial
85
Tesis final del Máster en Gestión Técnica y Económica del Sector Eléctrico
Tabla 5-6: Estimación precios de venta de excedentes 2005 parque eólico terrestre
VENTA A DISTRIBUIDORA
cent€/kWh
PARQUE EÓLICO; 20 MW
90% TMR
6,5974
Tarifa Regulada (1)
85% TMR
6,2308
VENTA EN MERCADO
cent€/kWh
80% TMR
5,8643
Precio Mercado Organizado (2)
5,0830
40% TMR
2,9322
10% TMR
0,7330
Prima
Incentivo Participación en el Mercado
Complto. por Garantía de Potencia (3)
Complto. por Energía Reactiva (4)
0,4800
0,1466
0,1466
0,1466
0,1466
-0,1200
-0,1200
-0,1200
-0,1200
6,6240
6,2574
5,8909
9,2548
-0,090
-0,090
-0,090
Complto. por Continuidad frente a Huecos (5)
Costes de Desvíos (6)
PRECIO MEDIO FACTURACIÓN (cent€/kWh)
Costes de Programación (7)
Costes de Agente Vendedor
(8)
PRECIO MEDIO COMPARATIVO (cent€/kWh)
-0,090
-0,1200
6,5340
6,1674
5,8009
9,0448
NOTAS:
er
(1) TMR Año 2005: 7,3304 cent€ /kWh. Parque > 5 MW: 90% TMR- 1 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
El Régimen Especial en el sistema eléctrico español: Comparativa económica del tratamiento regulatorio entre distintas
alternativas de generación acogidas al Régimen Especial
86
Tesis final del Máster en Gestión Técnica y Económica del Sector Eléctrico
Tabla 5-7: Estimación precios de venta de excedentes 2005 minicentral hidroeléctrica P < 10 MW
CENTRAL MINIHIDRÁULICA ≤ 10 MW
VENTA A DISTRIBUIDORA
cent€/kWh
90% TMR
6,5974
Tarifa Regulada (1)
80% TMR
5,8643
Precio Mercado Organizado (2)
5,0830
40% TMR
2,9322
10% TMR
0,7330
Prima
Incentivo Participación en el Mercado
Complto. por Garantía de Potencia
Complto. por Energía Reactiva
(3)
(4)
0,4800
0,1466
0,1466
Costes de Desvíos
0,1466
-0,0500
PRECIO MEDIO FACTURACIÓN (cent€/kWh)
Costes de Agente Vendedor
VENTA EN MERCADO
cent€/kWh
6,7440
6,0109
(5)
PRECIO MEDIO COMPARATIVO (cent€/kWh)
9,3248
-0,1000
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
El Régimen Especial en el sistema eléctrico español: Comparativa económica del tratamiento regulatorio entre distintas
alternativas de generación acogidas al Régimen Especial
87
Tesis final del Máster en Gestión Técnica y Económica del Sector Eléctrico
Tabla 5-8: Estimación precios de venta de excedentes 2005 minicentral hidroeléctrica 10 MW < P < 50 MW
CENTRAL MINIHIDRÁULICA; 10 MW< P< 50 MW
VENTA A DISTRIBUIDORA
cent€/kWh
80% TMR
5,8643
Tarifa Regulada (1)
Precio Mercado Organizado (2)
5,0830
30% TMR
2,1991
10% TMR
0,7330
Prima
Incentivo Participación en el Mercado
Complto. por Garantía de Potencia (3)
Complto. por Energía Reactiva
VENTA EN MERCADO
cent€/kWh
(4)
Costes de Desvíos
PRECIO MEDIO FACTURACIÓN (cent€/kWh)
0,4800
0,1466
0,1466
-0,07
-0,0500
5,9409
8,5918
Costes de Agente Vendedor (5)
PRECIO MEDIO COMPARATIVO (cent€/kWh)
-0,1000
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
El Régimen Especial en el sistema eléctrico español: Comparativa económica del tratamiento regulatorio entre distintas
alternativas de generación acogidas al Régimen Especial
88
Tesis final del Máster en Gestión Técnica y Económica del Sector Eléctrico
Tabla 5-9: Estimación precios de venta de excedentes 2005 central biomasa (cultivos energéticos)
CULTIVOS; 35 MW
VENTA A DISTRIBUIDORA
cent€ /kWh
90% TMR
6,5974
Tarifa Regulada (1)
Precio Mercado Organizado (2)
5,0830
40% TMR
2,9322
10% TMR
0,7330
Prima
Incentivo Participación en el Mercado
Complto. por Garantía de Potencia (3)
Complto. por Energía Reactiva
VENTA EN MERCADO
cent€ /kWh
(4)
Costes de Desvíos (5)
PRECIO MEDIO FACTURACIÓN (cent€ /kWh)
0,2692
0,2932
0,2932
-0,3000
-0,3000
6,5906
9,0106
Costes de Programación (6)
0,0000
Costes 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
El Régimen Especial en el sistema eléctrico español: Comparativa económica del tratamiento regulatorio entre distintas
alternativas de generación acogidas al Régimen Especial
89
Tesis final del Máster en Gestión Técnica y Económica del Sector Eléctrico
Tabla 5-10: Estimación precios de venta de excedentes 2005 central biomasa (biogás)
VENTA A DISTRIBUIDORA
cent€ /kWh
90% TMR
6,5974
BIOGAS; 2 MW
Tarifa Regulada
(1)
Precio Mercado Organizado
(2)
5,0830
40% TMR
2,9322
10% TMR
0,7330
Prima
Incentivo Participación en el Mercado
Complto. por Garantía de Potencia
(4)
Complto. por Energía Reactiva
Costes de Desvíos
VENTA EN MERCADO
cent€ /kWh
(3)
0,2932
(5)
0,2692
0,2932
-0,3000
PRECIO MEDIO FACTURACIÓN (cent€ /kWh)
6,8906
(6)
0,0000
-0,1429
Costes de Programación
(7)
Costes de Agente Vendedor
PRECIO MEDIO COMPARATIVO (cent€ /kWh)
9,0106
6,8906
8,8677
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
El Régimen Especial en el sistema eléctrico español: Comparativa económica del tratamiento regulatorio entre distintas
alternativas de generación acogidas al Régimen Especial
90
Tesis final del Máster en Gestión Técnica y Económica del Sector Eléctrico
Tabla 5-11: Estimación precios de venta de excedentes 2005 central biomasa (co-combustión)
CO-COMBUSTIÓN; 30 MW
VENTA A DISTRIBUIDORA
cent€ /kWh
VENTA EN MERCADO
cent€ /kWh
Tarifa Regulada (1)
Precio Mercado Organizado (2)
5,0830
30% TMR
2,1991
Prima
Incentivo Participación en el Mercado
Complto. por Garantía de Potencia (3)
Complto. por Energía Reactiva
(4)
0,4800
0,0000
Costes de Desvíos (5)
0,0000
PRECIO MEDIO FACTURACIÓN (cent€ /kWh)
0,0000
Costes de Programación (6)
Costes de Agente Vendedor
0,0000
7,7621
0,0000
(7)
PRECIO MEDIO COMPARATIVO (cent€ /kWh)
0,0000
0,0000
7,7621
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
El Régimen Especial en el sistema eléctrico español: Comparativa económica del tratamiento regulatorio entre distintas
alternativas de generación acogidas al Régimen Especial
91
Tesis final del Máster en Gestión Técnica y Económica del Sector Eléctrico
Tabla 5-12: Estimación precios de venta de excedentes 2005 central R.S.U
INCINERACIÓN RSU; 23,4 MW
VENTA A DISTRIBUIDORA
cent€ /kWh
VENTA EN MERCADO
cent€ /kWh
70% TMR
5,1313
Tarifa Regulada (1)
Precio Mercado Organizado (2)
5,0830
20% TMR
1,4661
10% TMR
0,7330
Prima
Incentivo Participación en el Mercado
Complto. por Garantía de Potencia (3)
Complto. por Energía Reactiva
(4)
Costes de Desvíos (5)
PRECIO MEDIO FACTURACIÓN (cent€ /kWh)
0,2720
0,2932
0,2932
-0,0733
-0,0733
5,3512
7,7740
Costes de Programación (6)
0,0000
Costes de Agente Vendedor (7)
-0,0516
PRECIO MEDIO COMPARATIVO (cent€ /kWh)
5,3512
7,7224
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) 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
El Régimen Especial en el sistema eléctrico español: Comparativa económica del tratamiento regulatorio entre distintas
alternativas de generación acogidas al Régimen Especial
92
Tesis final del Máster en Gestión Técnica y Económica del Sector Eléctrico
Tabla 5-13: Estimación precios de venta de excedentes 2005 planta tratamiento purines
PLANTA TRATAMIENTO PURINES; 15 MW
VENTA A DISTRIBUIDORA
cent€ /kWh
70% TMR
5,1313
Tarifa Regulada (1)
VENTA EN MERCADO
cent€ /kWh
50% TMR
3,6652
Precio Mercado Organizado (2)
5,0830
20% TMR
1,4661
10% TMR
0,7330
Prima
Incentivo Participación en el Mercado
Complto. por Garantía de Potencia (3)
Complto. por Energía Reactiva
(4)
Costes de Desvíos (5)
PRECIO MEDIO FACTURACIÓN (cent€ /kWh)
0,4800
0,2932
0,2932
0,2932
-0,0733
-0,0733
-0,0300
5,3512
Costes de Agente Vendedor (6)
PRECIO MEDIO COMPARATIVO (cent€ /kWh)
8,0253
-0,0270
5,3512
7,9983
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
El Régimen Especial en el sistema eléctrico español: Comparativa económica del tratamiento regulatorio entre distintas
alternativas de generación acogidas al Régimen Especial
93
Tesis final del Máster en Gestión Técnica y Económica del Sector Eléctrico
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:
El Régimen Especial en el sistema eléctrico español: Comparativa económica del
tratamiento regulatorio entre distintas alternativas de generación acogidas al
Régimen Especial
94
Tesis final del Máster en Gestión Técnica y Económica del Sector Eléctrico
-
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.
El Régimen Especial en el sistema eléctrico español: Comparativa económica del
tratamiento regulatorio entre distintas alternativas de generación acogidas al
Régimen Especial
95
Tesis final del Máster en Gestión Técnica y Económica del Sector Eléctrico
Tabla 6-1: Parámetros de entrada para cada una de las tecnologías
Inversión (millones €)
Ratio de inversión (€/kW)
Hepc anuales
Ritmo de desembolso
año -2
año -1
Vida útil (años)
Periodo Amortización (años)
DATOS TÉCNICOS
Potencia Bruta (MW)
Autoconsumos y pérdidas
Potencia Neta (MW)
Rendimiento eléc. Bruto
COSTES O & M
Costes O & M variables (cent€/kWh)
Costes O & M fijos (miles €/año)
OTROS COSTES
Gastos desmantelamiento (%/ inv)
Consumo de biomasa (Tn)
Coste biomasa (€/Tn)
Cánon Tratamiento RSU (€/Tn)
Toneladas tratadas RSU (año)
Venta Compost y reciclados (miles €)
Precio gas (cent€/kWh PCS)
3
Cantidad purines tratados año (m )
3
Cánon por eliminación del purín al ganadero (€/m )
Producción de abono orgánico (Tn)
Precio abono orgánico (€/kg)
Solar fotovoltaica
6,12 kWp
0,05
7.410,00
1.644
Solar
Solar fotovoltaica
1 MW
7,60
7.600,00
1.250
Solar termoeléctrica
50 MW
250,00
5.000,00
2.500
Eólica
Parque terrestre
20 MW
18,76
937,00
2.350
Minihidráulica
Biomasa
RSU
C. Minihidráulica C. Minihidráulica C. Energéticos 35 Biogás
2 Co- combustión
Planta 29 MW
3 MW
25,80 MW
MW
MW
30 MW
4,80
18,06
52,42
3,01
36,06
73,84
1.600,00
700,00
1.498,00
1.502,53
1.202,02
2.546,04
3.100
2.000
7.500
7.000
8.000
7.500
0%
100%
25
25
0%
100%
25
25
0%
100%
25
25
0%
100%
20
20
50%
50%
25
12
50%
50%
25
12
0%
100%
15
15
50%
50%
20
20
60%
40%
20
20
0%
100%
20
20
50%
50%
15
15
0,00612
0,00%
0,00612
100%
1
0,00%
1
100%
50
0,00%
50
100%
20,025
0,50%
19.023,75
100%
3
0%
3
100%
25,8
0%
25,8
100%
35
7%
32,55
27%
2
10%
1,8
31,5%
30
0%
30
37,8%
29
19,20%
23,432
25%
15
6%
14,1
40%
2,37
-
5,81
72,12
4,2
-
1,51
-
1,45
-
2,1
-
0,81
324,55
2,51
-
0,60
324,55
2,12
1.754,02
0,85
530,00
-
-
-
3,50
-
-
-
278.704
43,27
-
38.222
6,01
-
156.009
50,00
-
19,41
375.000
901,52
-
1,7503
110.000
0,63
4.500
0,03
El Régimen Especial en el sistema eléctrico español: Comparativa económica del tratamiento regulatorio entre distintas
alternativas de generación acogidas al Régimen Especial
Purines
Secado térmico
purines 15 MW
15,00
1.000,00
8.000
96
Tesis final del Máster en Gestión Técnica y Económica del Sector Eléctrico
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
El Régimen Especial en el sistema eléctrico español: Comparativa económica del
tratamiento regulatorio entre distintas alternativas de generación acogidas al
Régimen Especial
97
Tesis final del Máster en Gestión Técnica y Económica del Sector Eléctrico
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.
El Régimen Especial en el sistema eléctrico español: Comparativa económica del
tratamiento regulatorio entre distintas alternativas de generación acogidas al
Régimen Especial
98
Tesis final del Máster en Gestión Técnica y Económica del Sector Eléctrico
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;
El Régimen Especial en el sistema eléctrico español: Comparativa económica del
tratamiento regulatorio entre distintas alternativas de generación acogidas al
Régimen Especial
99
Tesis final del Máster en Gestión Técnica y Económica del Sector Eléctrico
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.
El Régimen Especial en el sistema eléctrico español: Comparativa económica del
tratamiento regulatorio entre distintas alternativas de generación acogidas al
Régimen Especial
100
Tesis final del Máster en Gestión Técnica y Económica del Sector Eléctrico
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.
El Régimen Especial en el sistema eléctrico español: Comparativa económica del
tratamiento regulatorio entre distintas alternativas de generación acogidas al
Régimen Especial
101
Tesis final del Máster en Gestión Técnica y Económica del Sector Eléctrico
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 Régimen Especial en el sistema eléctrico español: Comparativa económica del
tratamiento regulatorio entre distintas alternativas de generación acogidas al
Régimen Especial
102
Tesis final del Máster en Gestión Técnica y Económica del Sector Eléctrico
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.
El Régimen Especial en el sistema eléctrico español: Comparativa económica del
tratamiento regulatorio entre distintas alternativas de generación acogidas al
Régimen Especial
103
Tesis final del Máster en Gestión Técnica y Económica del Sector Eléctrico
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.
El Régimen Especial en el sistema eléctrico español: Comparativa económica del
tratamiento regulatorio entre distintas alternativas de generación acogidas al
Régimen Especial
104
Tesis final del Máster en Gestión Técnica y Económica del Sector Eléctrico
Tabla 6-2: TIR FCL ESCENARIO A (mecanismo venta distribuidora)
Solar
TARIFA
Eólica
Solar fotovoltaica
6,12 kWp
Solar fotovoltaica
1 MW
Solar
termoeléctrica
50 MW
TIR FCL
6,08%
-
7,28%
Minihidráulica
Biomasa
Parque terrestre C. Minihidráulica C. Minihidráulica Cultivos Energéticos
20 MW
3 MW
25,8 MW
35 MW
7,70%
7,40%
8,18%
-
RSU
Purines
Biogás
2 MW
Co- combustión
30 MW
RSU
29 MW
Purines
15 MW
11,84%
Obligatorio ir a
mercado
11,85%
-
El Régimen Especial en el sistema eléctrico español: Comparativa económica del tratamiento regulatorio entre distintas
alternativas de generación acogidas al Régimen Especial
105
Tesis final del Máster en Gestión Técnica y Económica del Sector Eléctrico
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:
SOLAR FOTOVOLTAICA P< 100 kW (mecanismo venta distribuidora)
30,00 %
% Variación de la TIR frente al caso base (6,08%)
20,00 %
10,00 %
TMR
HEPC
0,00 %
-15,00 %
-10,00 %
-5,00 %
0,00 %
5,00 %
10,00 %
15,00 %
Inversión Unitaria
Costes de O y M
-10,00 %
-20,00 %
-30,00 %
% Variación de la variable frente al supuesto empleado en el caso base
Figura 6-1: Análisis de sensibilidad instalación solar fotovoltaica. ESCENARIO A
El Régimen Especial en el sistema eléctrico español: Comparativa económica del
tratamiento regulatorio entre distintas alternativas de generación acogidas al
Régimen Especial
106
Tesis final del Máster en Gestión Técnica y Económica del Sector Eléctrico
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
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 6-2 se pueden ver estas variaciones:
CENTRAL SOLAR TERMOELÉCTRICA TIR FLUJO CAJA LIBRE (mecanismo venta distribuidora)
30,00%
% Variación de la TIR frente al caso base (7,3 %)
20,00%
10,00%
0,00%
-15,00%
-10,00%
-5,00%
0,00%
5,00%
10,00%
15,00%
TMR
HEPC
Inversión Unitaria
Costes de O y M
-10,00%
-20,00%
-30,00%
-40,00%
% Variación de la variable frente al supuesto empleado en el caso base
Figura 6-2: Análisis de sensibilidad central solar termoeléctrica. ESCENARIO A
El Régimen Especial en el sistema eléctrico español: Comparativa económica del
tratamiento regulatorio entre distintas alternativas de generación acogidas al
Régimen Especial
107
Tesis final del Máster en Gestión Técnica y Económica del Sector Eléctrico
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
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 6-3 se pueden ver estas variaciones:
PARQUE EÓLICO TIR FLUJO CAJA LIBRE (mecanismo precio venta distribuidora)
30,00 %
% Variación de la TIR frente al caso base (7,7 %)
20,00 %
10,00 %
TMR
HEPC
0,00 %
-15,00 %
-10,00 %
-5,00 %
0,00 %
5,00 %
10,00 %
15,00 %
Inversión Unitaria
Costes de O y M
-10,00 %
-20,00 %
-30,00 %
% Variación de la variable frente al supuesto empleado en el caso base
Figura 6-3: Análisis de sensibilidad parque eólico. ESCENARIO A
El Régimen Especial en el sistema eléctrico español: Comparativa económica del
tratamiento regulatorio entre distintas alternativas de generación acogidas al
Régimen Especial
108
Tesis final del Máster en Gestión Técnica y Económica del Sector Eléctrico
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:
-
valor de la tarifa media o de referencia
-
horas equivalentes de funcionamiento
-
inversión específica
-
costes de operación y mantenimiento variables.
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.
El Régimen Especial en el sistema eléctrico español: Comparativa económica del
tratamiento regulatorio entre distintas alternativas de generación acogidas al
Régimen Especial
109
Tesis final del Máster en Gestión Técnica y Económica del Sector Eléctrico
CENTRAL MINIHIDRÁULICA P< 10 MW (mecanismo venta distribuidora)
30,00 %
% Variación de la TIR frente al caso base (7,4 %)
20,00 %
10,00 %
TMR
HEPC
0,00 %
-15,00 %
-10,00 %
-5,00 %
0,00 %
5,00 %
10,00 %
15,00 %
Inversión Unitaria
Costes de O y M
-10,00 %
-20,00 %
-30,00 %
% Variación de la variable frente al supuesto empleado en el caso base
Figura 6-4: Análisis de sensibilidad minicentral hidroeléctrica P < 10 MW. ESCENARIO A
CENTRAL MINIHIDRÁULICA 25 MW< P< 50 MW TIR FLUJO CAJA LIBRE (mecanismo venta distribuidora)
30,00 %
% Variación de la TIR frente al caso base (8,18 %)
20,00 %
10,00 %
0,00 %
-15,00 %
-10,00 %
-5,00 %
0,00 %
5,00 %
10,00 %
15,00 %
TMR
HEPC
Inversión Unitaria
Costes de O y M
-10,00 %
-20,00 %
-30,00 %
-40,00 %
% Variación de la variable frente al supuesto empleado en el caso base
Figura 6-5: Análisis de sensibilidad minicentral hidroeléctrica 25 MW < P < 50 MW. ESCENARIO A
El Régimen Especial en el sistema eléctrico español: Comparativa económica del
tratamiento regulatorio entre distintas alternativas de generación acogidas al
Régimen Especial
110
Tesis final del Máster en Gestión Técnica y Económica del Sector Eléctrico
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:
-
valor de la tarifa media o de referencia
-
horas equivalentes de funcionamiento
-
inversión específica
-
costes de operación y mantenimiento variables
-
precio de la biomasa
-
autoconsumos y pérdidas
PLANTA BIOGÁS TIR FLUJO CAJA LIBRE (mecanismoventa distribuidora)
30,00%
% Variación de la TIR frente al caso base (11,84 %)
20,00%
10,00%
TMR
HEPC
Inversión Unitaria
0,00%
-15,00%
-10,00%
-5,00%
0,00%
5,00%
10,00%
15,00%
Costes de O y M
Coste biomasa
Autoconsumos y pérdidas
-10,00%
-20,00%
-30,00%
% Variación de la variable frente al supuesto empleado en el caso base
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.
El Régimen Especial en el sistema eléctrico español: Comparativa económica del
tratamiento regulatorio entre distintas alternativas de generación acogidas al
Régimen Especial
111
Tesis final del Máster en Gestión Técnica y Económica del Sector Eléctrico
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:
-
valor de la tarifa media o de referencia
-
horas equivalentes de funcionamiento a plena carga
-
inversión específica
-
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.
PLANTA INCINERADORA R.S.U. TIR FLUJO CAJA LIBRE (mecanismo venta distribuidora)
25,00%
20,00%
% Variación de la TIR frente al caso base (11,9 %)
15,00%
10,00%
TMR
5,00%
HEPC
Inversión Unitaria
Costes de O y M
Canon tratamiento
0,00%
-15,00%
-10,00%
-5,00%
0,00%
5,00%
10,00%
15,00%
Autoconsumo y pérdidas
-5,00%
-10,00%
-15,00%
-20,00%
% Variación de la variable frente al supuesto empleado en el caso base
Figura 6-7: Análisis de sensibilidad planta de R.S.U.. ESCENARIO A
El Régimen Especial en el sistema eléctrico español: Comparativa económica del
tratamiento regulatorio entre distintas alternativas de generación acogidas al
Régimen Especial
112
Tesis final del Máster en Gestión Técnica y Económica del Sector Eléctrico
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:
El Régimen Especial en el sistema eléctrico español: Comparativa económica del
tratamiento regulatorio entre distintas alternativas de generación acogidas al
Régimen Especial
113
Tesis final del Máster en Gestión Técnica y Económica del Sector Eléctrico
MERCADO
Tabla 6-3: TIR FCL ESCENARIO B (mecanismo venta mercado)
Solar fotovoltaica
6,12 kWp
Solar fotovoltaica
1 MW
TIR FCL
No puede ofertar
-
Solar
Eólica
Solar
termoeléctrica
50 MW
8,87%
Minihidráulica
Biomasa
Parque terrestre C. Minihidráulica C. Minihidráulica Cultivos Energéticos
20 MW
3 MW
25,8 MW
35 MW
13,26%
11,19%
12,39%
6,28%
RSU
Purines
Biogás
2 MW
Co- combustión
30 MW
RSU
29 MW
Purines
15 MW
16,90%
15,20%
16,07%
2,86%
El Régimen Especial en el sistema eléctrico español: Comparativa económica del tratamiento regulatorio entre distintas
alternativas de generación acogidas al Régimen Especial
114
Tesis final del Máster en Gestión Técnica y Económica del Sector Eléctrico
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%
8,6950
Purines
3,3391
RSU
Co- combustión
6,0987
Biogás
5,6124
9,3666
Cultivos energéticos
5,8667
Minihidráulica 10 MW<P < 50 MW
7,1014
Minihidráulica P < 10 MW
6,6773
Eólica
23,2873
Solar termoeléctrica 50 MW
70,0018
Solar fotovoltaica 1 MW
51,001258
Solar fotovoltaica 6,12 kWp
0
10
20
30
40
50
60
70
80
cent€/kWh
El Régimen Especial en el sistema eléctrico español: Comparativa económica
del tratamiento regulatorio entre distintas alternativas de generación acogidas
al Régimen Especial
115
Tesis final del Máster en Gestión Técnica y Económica del Sector Eléctrico
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.
El Régimen Especial en el sistema eléctrico español: Comparativa económica
del tratamiento regulatorio entre distintas alternativas de generación acogidas
al Régimen Especial
116
Tesis final del Máster en Gestión Técnica y Económica del Sector Eléctrico
Tabla 7-1: TIR FCL obtenida para el escenario A
Solar
TARIFA
Eólica
Solar fotovoltaica
6,12 kWp
Solar fotovoltaica
1 MW
Solar
termoeléctrica
50 MW
TIR FCL
6,08%
-
7,28%
Minihidráulica
Biomasa
Parque terrestre C. Minihidráulica C. Minihidráulica Cultivos Energéticos
20 MW
3 MW
25,8 MW
35 MW
7,70%
7,40%
8,18%
-
RSU
Purines
Biogás
2 MW
Co- combustión
30 MW
RSU
29 MW
Purines
15 MW
11,84%
Obligatorio ir a
mercado
11,85%
-
RSU
Purines
MERCADO
Tabla 7-2: TIR FCL obtenida para el escenario B
Solar fotovoltaica
6,12 kWp
Solar fotovoltaica
1 MW
TIR FCL
No puede ofertar
-
Solar
Eólica
Solar
termoeléctrica
50 MW
8,87%
Minihidráulica
Biomasa
Parque terrestre C. Minihidráulica C. Minihidráulica Cultivos Energéticos
20 MW
3 MW
25,8 MW
35 MW
13,26%
11,19%
12,39%
6,28%
Biogás
2 MW
Co- combustión
30 MW
RSU
29 MW
Purines
15 MW
16,90%
15,20%
16,07%
2,86%
El Régimen Especial en el sistema eléctrico español: Comparativa económica del tratamiento regulatorio entre distintas
alternativas de generación acogidas al Régimen Especial
117
Tesis final del Máster en Gestión Técnica y Económica del Sector Eléctrico
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:
El Régimen Especial en el sistema eléctrico español: Comparativa económica
del tratamiento regulatorio entre distintas alternativas de generación acogidas
al Régimen Especial
118
Tesis final del Máster en Gestión Técnica y Económica del Sector Eléctrico
Tabla 7-3: Precios de venta de energía eléctrica para los escenarios A y B
Solar
Tecnologías
Solar fotovoltaica
6,12 kWp
Solar fotovoltaica
1 MW
Precio final venta Distribuidora 2005 (cent€/kWh)
Precio final venta Mercado 2005 (cent€/kWh)
42,1498
-
22,1378
25,4196
Eólica
Solar termoeléctrica Parque terrestre
50 MW
20 MW
21,9278
25,2096
6,5340
9,0448
Minihidráulica
C. Minihidráulica
3 MW
6,7440
9,2248
C. Minihidráulica C. Energéticos
25,80 MW
35 MW
6,6740
8,4918
6,5906
8,9590
Biomasa
RSU
Biogás
2 MW
Co- combustión
Secado térmico
Planta 29 MW
30 MW
purines 15 MW
6,8906
8,8677
El Régimen Especial en el sistema eléctrico español: Comparativa económica del tratamiento regulatorio entre distintas
alternativas de generación acogidas al Régimen Especial
7,7621
5,3512
7,7224
Purines
5,3512
7,9983
119
Tesis final del Máster en Gestión Técnica y Económica del Sector Eléctrico
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%.
El Régimen Especial en el sistema eléctrico español: Comparativa económica
del tratamiento regulatorio entre distintas alternativas de generación acogidas
al Régimen Especial
120
Tesis final del Máster en Gestión Técnica y Económica del Sector Eléctrico
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.
El Régimen Especial en el sistema eléctrico español: Comparativa económica
del tratamiento regulatorio entre distintas alternativas de generación acogidas
al Régimen Especial
121
Tesis final del Máster en Gestión Técnica y Económica del Sector Eléctrico
Tabla 7-4: Estimación del nivel del precio del mercado diario alto, base y bajo para las distintas tecnologías
SOLAR
Central Solar
Termoeléctrica
Entradas C.G.ALTO
Hepc
Inversión (millones €)
Precio Gas Natural (cent€/kWh PCS)
Otros combustibles (€/Tn)
C tratamiento (€/t)
PRECIO MERCADO DIARIO ALTO (cent€/kWh)
Entradas C.G.BASE
Hepc
Inversión (millones €)
Precio Gas Natural (cent€/kWh PCS)
Otros combustibles (€/Tn)
C tratamiento (€/t)
PRECIO MERCADO DIARIO BASE (cent€/kWh)
Entradas C.G.BAJO
Hepc
Inversión (millones €)
Precio Gas Natural (cent€/kWh PCS)
Otros combustibles (€/Tn)
C tratamiento (€/t)
PRECIO MERCADO DIARIO BAJO (cent€/kWh)
EÓLICA
MINIHIDRÁULICA
C.minihidráulica P <
Parque eólico
10 MW
C. minihidráulica 10
MW <P < 50 MW
BIOMASA
RSU
PURINES
Central Biomasa Central Biomasa Central Biomasa CoCultivos
Biogás
combustión
Planta
R.S.U.
Planta Purines
7 000
81,22
13,86
7.500
16,50
1,8378
-
2.336
250,00
-
2.100
19,70
-
2.068
5,04
-
1.333
18,96
-
7.000
60,28
6.500
3,46
47,60
-
6,31
-
7 500
39,67
52,50
-
5,8148
4,8583
5,1857
5,1018
5,3295
4,6860
4,9613
4,6286
5,2934
2.500
250,00
-
2.350
18,76
-
3.100
4,80
-
2.000
18,06
-
7.500
52,42
43,27
-
7.000
3,01
6,01
-
8.000
36,06
50,00
-
7.500
73,84
19,41
8.000
15,00
1,7503
-
5,6959
4,7119
4,7592
4,7160
5,1402
4,3434
4,8331
3,2277
5,1774
2.855
242,50
-
3.000
17,82
-
3.333
4,56
-
2.666
17,16
-
7.500
44,56
41,11
-
7.000
2,85
5,71
-
8 000
34,26
47,50
-
7 500
72,36
20,80
8.000
13,50
1,5753
-
5,3476
4,4029
4,5838
4,2570
5,0343
4,2113
4,7797
2,1857
5,0756
El Régimen Especial en el sistema eléctrico español: Comparativa económica del tratamiento regulatorio entre distintas
alternativas de generación acogidas al Régimen Especial
122
Tesis final del Máster en Gestión Técnica y Económica del Sector Eléctrico
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.
6,5
6
5,5
5
4,5
4
3,5
3
2,5
2
C. Solar
Termoeléctrica
P. Eeólico
C. Minihidráulica P < C. Minihidráulica 10 C. Biomasa Cultivos
10 MW
MW <P < 50 MW
NIVEL NECESARIO PRECIO MEDIO M.D. COSTE GENERACION BAJO(cent€/kWh)
C. Biomasa Biogás
C. Biomasa Cocombustión
R.S.U.
P. Purines
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
El Régimen Especial en el sistema eléctrico español: Comparativa económica
del tratamiento regulatorio entre distintas alternativas de generación acogidas
al Régimen Especial
123
Tesis final del Máster en Gestión Técnica y Económica del Sector Eléctrico
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:
Riesgo=
nivel necesariopr.mediomercadodiariocos tegeneracionalto−5,2
n.nec pr.mediomercadodiariocgenalto− n.nec pr.mediomercadodiariocgenbajo
b) riesgo de sobrepasar el precio alto del mercado diario:
Riesgo =
nivel necesario pr.mediomercadodiario cos te generacionalto−5,8
n.nec pr.mediomercadodiarioc genalto− n.nec pr.mediomercadodiarioc genbajo
El Régimen Especial en el sistema eléctrico español: Comparativa económica
del tratamiento regulatorio entre distintas alternativas de generación acogidas
al Régimen Especial
124
Tesis final del Máster en Gestión Técnica y Económica del Sector Eléctrico
1,40
1,20
1,00
0,80
0,60
0,40
0,20
0,00
C. Solar
Termoeléctrica
P. Eeólico
C. Minihidráulica P C. Minihidráulica 10
< 10 MW
MW <P < 50 MW
C. Biomasa
Cultivos
RIESGO DE SOBREPASAR P ALTO M.D.
C. Biomasa Biogás
C. Biomasa Cocombustión
R.S.U.
P. Purines
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.
El Régimen Especial en el sistema eléctrico español: Comparativa económica
del tratamiento regulatorio entre distintas alternativas de generación acogidas
al Régimen Especial
125
Tesis final del Máster en Gestión Técnica y Económica del Sector Eléctrico
Tabla 7-4: Riesgos a sobrepasar los precios estimados como bajo y alto para el mercado diario (en %)
RIESGO DE SOBREPASAR P BAJO M.D.
RIESGO DE SOBREPASAR P ALTO M.D.
C. Solar
Termoeléctrica
P. Eeólico
132%
3%
0%
0%
C. Minihidráulica P C. Minihidráulica 10
< 10 MW
MW <P < 50 MW
0%
0%
0%
0%
C. Biomasa
Cultivos
C. Biomasa
Biogás
C. Biomasa Cocombustión
R.S.U.
P. Purines
44%
0%
0%
0%
0%
0%
0%
0%
43%
0%
El Régimen Especial en el sistema eléctrico español: Comparativa económica del tratamiento regulatorio entre
distintas alternativas de generación acogidas al Régimen Especial
126
Tesis final del Máster en Gestión Técnica y Económica del Sector Eléctrico
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
El Régimen Especial en el sistema eléctrico español: Comparativa económica del
tratamiento regulatorio entre distintas alternativas de generación acogidas al
Régimen Especial
127
Tesis final del Máster en Gestión Técnica y Económica del Sector Eléctrico
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
El Régimen Especial en el sistema eléctrico español: Comparativa económica del
tratamiento regulatorio entre distintas alternativas de generación acogidas al
Régimen Especial
128
Tesis final del Máster en Gestión Técnica y Económica del Sector Eléctrico
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.
El Régimen Especial en el sistema eléctrico español: Comparativa económica del
tratamiento regulatorio entre distintas alternativas de generación acogidas al
Régimen Especial
129
Tesis final del Máster en Gestión Técnica y Económica del Sector Eléctrico
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.
El Régimen Especial en el sistema eléctrico español: Comparativa económica del
tratamiento regulatorio entre distintas alternativas de generación acogidas al
Régimen Especial
130
Tesis final del Máster en Gestión Técnica y Económica del Sector Eléctrico
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
El Régimen Especial en el sistema eléctrico español: Comparativa económica del
tratamiento regulatorio entre distintas alternativas de generación acogidas al
Régimen Especial
131
Tesis final del Máster en Gestión Técnica y Económica del Sector Eléctrico
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”
[IDAE_05]
Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE),
“Eficiencia Energética y Energías Renovables”
[IDAE_05]
Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE),
“Plan de Energías Renovables en España 2005-2010”
[IDAE]
Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE),
“Documentos internos”
El Régimen Especial en el sistema eléctrico español: Comparativa económica del
tratamiento regulatorio entre distintas alternativas de generación acogidas al
Régimen Especial
132
Tesis final del Máster en Gestión Técnica y Económica del Sector Eléctrico
[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
El Régimen Especial en el sistema eléctrico español: Comparativa económica del
tratamiento regulatorio entre distintas alternativas de generación acogidas al
Régimen Especial
133