Valencia, Septiembre 2014

Nuevo sistema de financiamiento PowerShare

Situación actual, motivos: - Desaparición de la prima a las renovables para instalaciones nuevas

en territorio peninsular. (RDL 9-2013).

- 7% impuesto sobre generación eléctrica. Discriminación a las renovables en la venta de energía a precio pool.

- Autoproducción no es la solución para la mayoría. (Peaje de respaldo, disponibilidad de espacio no generalizada, economía de escala desfavorable.

- Mercado eléctrico muy volátil y poco predecible.

- Necesitamos seguir produciendo para llegar a producir el 100% de nuestra energía.

Cambio de modelo energético

Objectivo Som Energia: conseguir el 100% de producción propia con “nuevas” plantas

Idea fuerza:

- Encontrar un nuevo sistema para financiar instalaciones nuevas que

nos permita estar al margen de los cambios en el marco legal del sistema.

Lo que sí podemos predecir es la producción anual.

Autoproducción colectiva!!! Invierto ahora para generar la energía que voy a consumir en los

próximos 20 años.

Implica cambio total de mentalidad, no pienso en términos financieros pero si energéticos.

Se impone el patrón kWh.

Visión a largo plazo.

Experiencias similares:

«Virtual Net Metering»

PowerShare: El Modelo

Para cada instalación nueva o grupo de instalaciones haremos una emisión de

títulos participativos.

Valor título: 100€ Nº títulos emitidos: X/100

Inversión total: X € Empresa vehículo S.L.

Contrato bilateral de venta de energía con entrega física.

???

Si inversión directa en Empresa vehículo: Deducción Fiscal de un 20%

Pueden invertir también no socios con contrato???

Costes operación y mantenimiento aprox. 0,02-0,025 €/kWh según Tecnologías mix proyectos.

Con un mix tecnológico

También tendremos diferentes costes de operación:

Un título de 100 € nos daría derecho a 193 kWh/año.

El precio de esta energía sería su coste de operación 0,022 €/Kwh.

Vida últil tecnologías

La vida útil de las diferentes tecnologías es también un factor determinante. Fotovoltaica : 30 años Eólica: 20 años. Por eso el contrato lo haremos a 20 años, la tecnología con vida útil inferior es la que condiciona. Qué haremos después de los 20 años? Dependerá del estado de la tecnología en aquel momento (Repowering, alargar vida útil, etc.)

Como se configura el término de energía Power Share?

En este caso consideramos que el coste de operación y mantenimiento es de 22€/MWh

En 2.0 A: 127,89-45,43+22 =104,43 (0,10443 €/kWh)

Se mantienen

En 2.0 DHA: P1: 150,37-48,55+22= 123,82 (0,12382 €/kWh) P2:67,85-37,54+22=52,31 (0,05231 €/kWh)

Como sería mi factura?

Supongamos una familia que consume al año unos 3.000 kWh, tiene un contrato 2.0A y la potencia contratada de 4,6 kW. Adquirió 10 títuols participativos que le dan derecho a unos 1.930 kWh/año. Las características del proyecto de generación: Ratio kWh producidos/ inversión total = 1,93 Costes operación = 0,022 €/kWh. Parte de la factura afectada (término energía):

Sin Power Share: Con Power Share: Término de energía: 384 € Término de energía= 1.070*0,1278= 137€

Termino de P.S.= 1930*(0,1044)= 201 € Total= 338

Ahorro anual de 46 €

(Con tarifa actual)

Como sería mi factura con 2.0 DHA? Supongamos la misma familia que consume al año 3000kWh, pero el 40% lo consume en P1 i el 60% en P2. De los 1930 kWh que le tocan, 50% se han generado durante P1 y 50% durante P2. Parte de la factura afectada:

Sin Power Share: Término de energía P1: 0,150374*1200= 180,44 euros Término de energía P2: 0,067854*1800= 122,13 euros Total= 302,57

Con Power Share: Término de energía P1: 0,150374*235=35,34 Término de energía P2: 0,067854*835=56,66 Término de energía P1 P.S.:0,12382*965=119,49 Término de energía P2 P.S: 0,05231 *965= 50,48 Total= 261,97

Ahorro anual de 41 €

Dependerà del mix

Estimación rentabilidad financiera

Tendremos diferentes posibles escenarios según evolución precio energía al mercado.

Variables a tener en cuenta:

Resultado:

No podemos predecir como evolucionará el precio de la electricidad en el mercado, así, depende de la visión de cada uno. Para los optimistas, la inversión no será tan interesante (en términos financieros), pero para los más pesimistas puede ser muy atractiva.

Con estas condiciones:

Rendimiento según incremento precio electricidad:

Inflación 0%

Incremento (%) TIR (20 años) Pay-back (años)

0 0,30% 19

2 3,28% 15

3 4,64% 13

5 7,18% 12

Inflación 2%

Incremento (%) TIR (20 años) Pay-back (años)

0 -1,52% 25

2 2,11% 16

3 3,65% 14

5 6,45% 12

Otro factor determinante para la rentabilidad es el LCOE del proyecto. EL COSTE NIVELADO DE ENERGÍA. En definitiva, para una misma inversión debemos minimizar los costes de operación y mantenimiento y maximizar la producción energética:

Los proyectos deberían aproximarse a un LCOE de 0,050 €/kWh

(...)

Pero en territorio NO PENINSULAR surge la oportunidad!!!

A parte de los ingresos por VM, tenemos Rinv (retribución inversión) y Ro (retribución operación) por un periodo regulatorio de 20 años.

Si hiciéramos el 100% de las instalaciones en territorio peninsular, con el mismo mix tecnológico del ejemplo obtendríamos una rentabilidad muy

superior.

Si hiciéramos el 30% de las instalaciones en territorio peninsular y el 70% en la península, tendríamos:

Con las hipótesis del 1% inflación y 2% incremento p.e.

Aspectos a debatir:

- Encontramos un nombre! - Socios y/o titular del contrato? - Som Energia puede recomprar hasta un máximo anual? 5%, o mas o menos?

- El precio de compra por parte de Som Energia será cada año un 6% menor del

valor nominal inicial, la transacción tendrá un coste de 20 euros. Som Energia facilatará el mercado secundario de los títulos?

- Estais de acuerdo con intentar igualar nuestro perfil de demanda con un mix de tecnologías? Como lo veis?

- Que haremos después de los 20 años?

- Sugerimientos, dudas?