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UNIVERSIDAD DE SEVILLA ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIEROS

DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

TRABAJO FIN DE MÁSTER: PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA CON

FUENTES RENOVABLES. MARCO REGULATORIO, TÉCNICO Y ECONÓMICO.

JUAN MANUEL BERMÚDEZ RÍOS Tutores Dr. D. Manuel Burgos Payán

Dr. D. Antonio de la Villa Jaén Sevilla, Septiembre 2010

Escuela Técnica Superior de Ingenieros de Sevilla

Trabajo fin de máster Sistemas de Energía Eléctrica

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ÍNDICE PÁGINA 1.- Introducción. ....................................................................................................................... 4

2.- Contexto energético de referencia...................................................................................... 5

3.- Política energética europea y española.............................................................................. 8

4.- Marco regulatorio para la generación de electricidad con fuentes de energía renovables. 11

5.- Evolución de la estructura de generación eléctrica ............................................................ 14

6.- Retribución a la generación de electricidad con fuentes de energía renovables................ 18

7.- Análisis de la implantación de las instalaciones de producción eléctrica en régimen especial en la actualidad en España........................................................................................ 24

7.1.- Efectos de la producción de energía eléctrica en régimen especial sobre los costes del sistema eléctrico ................................................................................................................ 30

8- Estudio de la contribución de cada tecnología renovable para el horizonte 2020 ............... 33

9- Estudio de la rentabilidad de los principales sistemas de producción eléctrica con

fuentes renovables................................................................................................................... 37

9.1.- Métodos de análisis económicos utilizados ..................................................................... 38

9.2.- Marco retributivo .............................................................................................................. 39

9.2.1.- Criterio para la asignación del precio de venta de la energía .......................................

9.3.- Aspectos técnicos y económicos de la instalación .......................................................... 44

9.4.- Estudio rentabilidad de parque eólico terrestre de 34 MW .............................................. 47

9.5.- Estudio rentabilidad de planta solar fotovoltaica 12 MW ................................................. 52

9.6.- Estudio rentabilidad de planta solar fotovoltaica 120x100 kW......................................... 56

9.7.- Estudio rentabilidad de planta termosolar 50 MW ........................................................... 61

9.8.- Estudio rentabilidad central mini hidráulica de 5 MW ...................................................... 65

9.9.- Límite inferior de tarifa de rentabilidad............................................................................. 67

9.10.- Resumen de los análisis económicos............................................................................ 68

10.- Conclusiones .................................................................................................................... 70

Anexo I. Definiciones ............................................................................................................... 74

Anexo II. Evolución anual del régimen especial en España .................................................... 76

Anexo III. Participación de las instalaciones de régimen especial y renovables en la producción de energía eléctrica en barras de central .............................................................. 78

Anexo IV. Retribución anual recibida por los productores de régimen especial en España según tecnología ........................................................................................................ 80

Anexo V. Estudio de rentabilidad de las instalaciones consideradas en este trabajo.............. 82

Anexo VI. Cálculo del límite inferior de tarifa de rentabilidad................................................... 87

Anexo VII. Análisis comparativo línea de interconexión versus instalación de almacenamiento

por bombeo.............................................................................................................................. 91

Bibliografía



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ÍNDICE DE TABLAS PÁGINA Tabla 1. Balance eléctrico nacional previsto............................................................................................16

Tabla 2. Objetivo de España para 2020 y trayectoria estimada de la energía procedente de fuentes renovables (FER) en los sectores de la calefacción y refrigeración, la electricidad y el transporte. ................................................................................................................................................17

Tabla 3. Previsión de la producción excentaria de energía procedente de fuentes de energía renovables con destino otros estados miembros de España (ktep). ......................................................17

Tabla 4. Retribución electricidad generada en régimen especial. Año 2010...........................................19

Tabla 5.- Complemento por energía reactiva...........................................................................................20

Tabla 6.- Grupos definidos en el R.D. 1578/2008....................................................................................21

Tabla 7. Tarifas y cupos para las 4 convocatorias de 2009.....................................................................21

Tabla 8. Tarifas y cupos para las convocatorias de 2010. ......................................................................22

Tabla 9. Información de instalaciones de régimen especial de generación eléctrica en España. ...........24

Tabla 10. Participación de energía vendida según tecnología en régimen especial en barras de central ......................................................................................................................................................26

Tabla 11. Retribución anual recibida por los productores de régimen especial en España según tecnología.................................................................................................................................................27

Tabla 12. Resultado primas al régimen especial vs reducción de precios del mercado..........................32

Tabla 13. Estimación de la contribución total (capacidad instalada, generación bruta de electricidad) previsible de cada tecnología de energía renovable en España encaminada al cumplimiento de los objetivos vinculantes para 2020 y la trayectoria intermedia indicativa correspondiente a las cuotas de energía procedente de recursos renovables en el sector de la electricidad 2011-2020. ...........................................................................................................................36

Tabla 14. Valores de tarifa regulada para instalaciones del subgrupo b.1.1, del art. 2 RD. 661/2007. ...42

Tabla 15. Cupos y tarifa para instalaciones del subgrupo b.1.1. para el tercer trimestre 2010. ..............42

Tabla 16. Evolución de los precios de venta de energía en régimen especial periodo 2007-2010. ........43

Tabla 17. Tasa de variación en los precios de venta de energía a tarifa. ...............................................44

Tabla 18. Resumen costes de explotación de un parque eólico..............................................................48

Tabla 19. Resumen costes de explotación parque eólico de 34 MW. .....................................................48

Tabla 20.Datos generales parque eólico terrestre 34 MW.......................................................................49

Tabla 21. Presupuesto de construcción parque eólico terrestre 34 MW. ...............................................50

Tabla 22. Datos generales planta solar fotovoltaica 12 MW....................................................................52

Tabla 23. Costes de explotación planta solar fotovoltaica 12 MW...........................................................52

Tabla 24. Estimación de la producción de energía eléctrica de la planta solar fotovoltaica 12 MW........53

Tabla 25. Presupuesto de construcción de la planta solar fotovoltaica 12 MW......................................53,54

Tabla 26. Datos generales planta solar fotovoltaica 120x100 kW ...........................................................56

Tabla 27. Costes de explotación planta solar fotovoltaica 120x100 kW..................................................57

Tabla 28. Estimación de la producción de energía eléctrica de la planta solar fotovoltaica 120x100 kW............................................................................................................................................................57

Tabla 29. Presupuesto de construcción de la planta solar fotovoltaica 100 kW*120. ............................58,59

Tabla 30. Análisis comparativo plantas solares fotovoltaicas 100 kW*120 y 12 MW. .............................60

Tabla 31. Presupuesto de mantenimiento planta termosolar 50 MW. .....................................................62

Tabla 32. Costes de explotación planta termosolar 50 MW....................................................................62

Tabla 33. Datos generales de planta termosolar 50 MW........................................................................62

Tabla 34. Presupuesto de construcción de planta termosolar 50 MW.....................................................63

Tabla 35. Datos generales central mini hidráulica 5 MW.........................................................................66

Tabla 36. Tarifa mínima y margen de precio de venta de energía según tecnologías. ...........................67

Tabla 37. Cuadro resumen de datos del estudio económico de las instalaciones. .................................68

Tabla 38. Evolución anual del régimen especial en España....................................................................76,77



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Tabla 39. Participación de las instalaciones de régimen especial y renovables en la producción de energía eléctrica en barras de central......................................................................................................78,79

Tabla 40. Retribución anual recibida por los productores de régimen especial en España según tecnología.................................................................................................................................................80,81

Tabla 41. Estudio de rentabilidad parque eólico terrestre 34 MW. ..........................................................82

Tabla 42. Estudio de rentabilidad planta fotovoltaica 12 MW. .................................................................83

Tabla 43. Estudio de rentabilidad planta fotovoltaica 120x100 kW..........................................................84

Tabla 44. Estudio de rentabilidad planta termosolar 50 MW. ..................................................................85

Tabla 45. Estudio de rentabilidad central mini hidráulica 5 MW. .............................................................86

Tabla 46. Cálculo del límite inferior de tarifa de rentabilidad para parque eólico terrestre de 34 MW.....87

Tabla 47. Cálculo del límite inferior de tarifa de rentabilidad para planta fotovoltaica de 12 MW............88

Tabla 48. Cálculo del límite inferior de tarifa de rentabilidad para planta termosolar de 50 MW.............89

Tabla 49. Cálculo del límite inferior de tarifa de rentabilidad para central mini hidráulica 5 MW.............90

Tabla 50. Características generales línea doble circuito 400 kV. ............................................................91

Tabla 51. Presupuesto de línea eléctrica 400 kV, 60 km D/C, y subestaciones de interconexión interruptor y medio…………………..........................................................................................................91,92

ÍNDICE DE FIGURAS PÁGINA Figura 1. Dependencia energética UE27, año 2007-2008. ....................................................................5

Figura 2. Evolución de las intensidades energéticas. ............................................................................6

Figura 3. Consumo de energía primaria en España. Incluye mini hidráulica. ........................................7

Figura 4. Contribución a la generación eléctrica.....................................................................................14

Figura 5.- Producción Eléctrica según Fuentes. Año 2009. ...................................................................15

Figura 6. Número de instalaciones en régimen especial año 2009, 2010. ..............................................24

Figura 7. Potencia instalada según tecnología en régimen especial año 2009, 2010. ..........................25

Figura 8. Energía vendida según tecnología en régimen especial año 2009, 2010. ..............................25

Figura 9. Participación de energía vendida en barras de central para instalaciones renovables y

régimen especial. .....................................................................................................................................26

Figura 10. Precio medio retribución total energía en régimen especial. ..................................................28

Figura 11. Prima equivalente total anual instalaciones de régimen especial..........................................29

Figura 12. Prima equivalente total anual por tecnología en instalaciones de régimen especial..............29

Figura 13. Escandallo de costes de acceso previstos vs costes reales 2003-2010 ................................30

Figura 14. Escandallo de costes de acceso año 2009. ...........................................................................31

Figura 15. Evolución de los precios de mercado de electricidad en términos anuales............................32

Figura 16. Reducción de precios del pool por incorporación energías régimen especial........................32

Figura 17. Etapas en la realización de un proyecto hasta su puesta en marcha.....................................46

Figura 18. Evolución de los flujos de caja acumulados para proyecto parque eólico 34 MW .................51

Figura 19. Evolución de los flujos de caja acumulados para proyecto planta fotovoltaica 12 MW. .........55

Figura 20. Evolución de los flujos de caja acumulados para proyecto planta fotovoltaica 120x100 kW .59

Figura 21. Evolución de los flujos de caja acumulados para proyecto planta termosolar 50MW. ...........64

Figura 22. Evolución de los flujos de caja acumulados para proyecto central mini hidráulica 5 MW ......66



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1.- INTRODUCCIÓN El presente trabajo pretende hacer un estudio de las fuentes de energías renovables para generación eléctrica en el contexto nacional, analizando la contribución de estas tecnologías en la estructura de producción eléctrica española en la actualidad y en el horizonte de los próximos años, teniendo en cuenta los acuerdos alcanzados por España en el contexto de la Unión Europea dentro de las políticas de promoción del uso de fuentes de energía renovables y promoción del ahorro de energía y eficiencia energética. El análisis llevado a cabo de la situación actual de estas tecnologías se centra en el estudio del régimen especial de generación eléctrica y la evolución de la participación de cada una de estas tecnologías en los últimos años a nivel español. Aportando datos de número de instalaciones, potencia instalada, energía vendida, precio de venta de la energía para cada una de las tecnologías, realizando por último un estudio sobre la repercusiones de la incorporación en el mercado de estas tecnologías, tanto de cara a los costes del sistema eléctrico como a los precios del mercado mayorista. Para aquellas tecnologías renovables de mayor incidencia en la estructura de generación eléctrica, como son la eólica, hidráulica, solar termoeléctrica y solar fotovoltaica, se estudiará la viabilidad económica y la rentabilidad de dichas instalaciones, teniendo en cuenta el marco retributivo actual, para instalaciones acogidas al régimen especial de generación. El escenario de referencia vigente a nivel europeo lo constituye la Directiva 2009/28/CE, de 23 de abril de 2009, relativa al fomento del uso de energía procedente de fuentes renovables y por la que se modifican y se derogan las Directivas 2001/77/CE y 2003/30/CE. Establece un marco común en la Unión Europea para el fomento de la energía procedente de fuentes renovables, y fija objetivos nacionales obligatorios en relación con la cuota de energía procedente de fuentes renovables en el consumo final bruto de energía y con la cuota de energía procedente de fuentes renovables en el transporte. Marca como objetivo para 2020 una cuota de un 20 % como mínimo de energía procedente de fuentes renovables en el consumo final bruto de energía de la comunidad europea. Cada estado velará porque la cuota de energía procedente de fuentes renovables en su consumo final bruto de energía en 2020 sea equivalente como mínimo, a su objetivo global nacional, en cuanto a la cuota de energía procedente de fuentes renovables de ese año. En el caso de España, se fija una cuota del 20% para 2020. Para el transporte, la directiva indica que cada estado velará porque la cuota de energía procedente de fuentes renovables en todos los tipos de transporte en 2020 sea como mínimo equivalente al 10 % de su consumo final de energía en el transporte. El consumo final bruto de energía procedente de fuentes renovables se calculará como la suma de:

a) Consumo final bruto de electricidad procedente de energías renovables. b) Consumo final bruto de energía procedente de fuentes renovables para la calefacción

y la refrigeración. c) Consumo final de energía procedente de fuentes renovables en el sector del

transporte. Dado que en este trabajo se estudia la contribución de las fuentes de energía renovables a la producción eléctrica, se tratará el primer apartado de los anteriores.



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2.- CONTEXTO ENERGÉTICO DE REFERENCIA El consumo de energía, incluyendo el transporte, es en la actualidad la principal fuente de emisiones de gases de efecto invernadero. El consumo mundial de energía entre 2010 y 2030 aumentará alrededor del 40% según las previsiones de la Agencia Internacional de la Energía (AIE), impulsado fundamentalmente por la creciente demanda de las economías emergentes, especialmente China e India, que representarán más del 50% del incremento de la demanda. En este entorno, los combustibles fósiles seguirán aportando el 80% de la demanda energética mundial, desplazándose su consumo a Asia y el Oriente Medio.

Las previsiones al alza de la demanda energética, junto con la redistribución geográfica del consumo, mermarán las reservas de energías fósiles e impulsarán al alza los precios de las mismas como consecuencia de un mayor desequilibrio oferta-demanda. Adicionalmente, es previsible un mayor impacto ambiental derivado del incremento de emisiones de gases de efecto invernadero asociadas al mayor consumo energético de combustibles fósiles. La Unión Europea, cuya dependencia energética alcanza el 53%1, ve como viene aumentando su consumo energético, sus importaciones energéticas y sus emisiones de gases de efecto invernadero y observa con preocupación las tendencias actuales. En España, que presenta rasgos energéticos comunes con la UE, la presencia del petróleo y sus derivados en el consumo nacional es notablemente superior a la media europea, lo que unido a la baja producción energética nacional, prácticamente centrada en recursos energéticos renovables, da lugar a una elevada dependencia exterior del orden del 80%2. La figura 1, muestra la dependencia energética de los principales países de la Unión Europea, según datos de los años 2007 y 2008. En relación con los precios de las principales materias primas energéticas, petróleo y gas natural, se prevé que en el horizonte 2020 se sitúen en torno a los 100 $ el precio del crudo de petróleo Brent y el gas natural importado de España a 23 €/MWh, para una tasa de cambio de 1,35 dólares USA por euro, según los principales organismos internacionales3.

Figura 1. Dependencia energética UE27, año 2007-2008. Fuente. EuroStat(2007) y MITyC(2008).



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CONTEXTO ENERGÉTICO ESPAÑOL

Desde un punto de vista energético, España se caracteriza por presentar una estructura de consumo dominada por la presencia de productos petrolíferos, importados en su mayoría del exterior. Lo que, junto a una reducida aportación de recursos autóctonos, ha contribuido a una elevada dependencia energética, unida a un reducido grado de autoabastecimiento. Esta situación experimenta un cierto cambio de tendencia a partir del año 2004, en el marco de las políticas actuales de planificación en materia de energías renovables y de eficiencia energética, entre otras, que han posibilitado una mayor penetración de energías renovables en la cobertura a la demanda interior, y con ello, a un aumento en el grado de autoabastecimiento. La demanda energética, expresada tanto en términos de energía primaria como de final, ha venido experimentando una tendencia al alza en las tres últimas décadas. Nuestra incorporación a la UE, y la consiguiente expansión económica del país, dio lugar a incrementos notables de la capacidad de poder adquisitivo que tuvieron su reflejo en mayores equipamientos automovilísticos y domésticos, así como en un notable desarrollo del sector inmobiliario, factores, entre otros, que han sido decisivos en las tendencias al alza del consumo energético. El inicio de la década de los 90, marcado por una crisis de carácter financiero, repercute en una leve atenuación de la demanda energética. La evolución posterior mantuvo una tendencia ascendente hasta el año 2004, iniciándose a partir de entonces una nueva etapa en la evolución de la demanda, que marca una divergencia en la evolución del PIB y de los consumos energéticos necesarios para el sostenimiento de la actividad económica. Y permite inferir un indicio de desacoplamiento entre la actividad económica y la demanda energética, que tiene su reflejo en el descenso de las intensidades energéticas4. Como se muestra en la figura 2.

Figura 2. Evolución de las intensidades energéticas. Fuente. IDAE



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Evolución de la energía primaria Como puede observarse en la figura 3, la estructura de la demanda nacional de energía primaria ha experimentado una notable transformación en las últimas décadas, siendo a partir de la segunda mitad de los años 90, en que la participación de fuentes energéticas alternativas como las energías renovables y gas natural han entrado con fuerza en escena, incidiendo en una mayor diversificación energética, con un efecto positivo en la eficiencia del sistema transformador. Esto ha sido posibilitado en gran parte, por las actuaciones recogidas en las distintas Planificaciones de los Sectores del Gas y Electricidad, que han supuesto un mayor desarrollo de infraestructuras energéticas necesarias para la integración de la nueva energía de origen renovable.

Figura 3. Consumo de energía primaria en España. Fuente. MITyC/IDAE. Incluye mini hidráulica.

Evolución consumo de energía final La evolución del consumo de energía final ha seguido una tendencia similar a la de la energía primaria, manifestando de igual modo, una tendencia a la estabilización y contracción en la demanda a partir del año 2004. El sector transporte es el mayor consumidor, con el 40% del consumo final total, principalmente basado en productos petrolíferos, lo que en gran parte determina la elevada dependencia energética nacional. Le sigue en orden de importancia, la industria, con un 30% del consumo5. Evolución de las intensidades energéticas Como pauta general, la evolución de las intensidades energéticas han ido asociadas a las etapas de expansión económica, de manera que han empeorado en este contexto económico. Es a partir del año 2005, cuando se constata una mejora notable de la eficiencia energética. Si bien sigue existiendo diferencial entre los indicadores de intensidad nacional y europea, se manifiesta una convergencia en las tendencias de ambos indicadores. Esta situación de mejora se mantiene en un contexto donde la expansión económica generalizada ocurrida con carácter previo a la nueva crisis económica, contrasta con la tendencia a la baja del consumo energético. Esto ha supuesto una mejora acumulada del 11,3% en la intensidad de energía primaria en el periodo 2005- 2008. Sin embargo, en este panorama marcado por la crisis, el descenso sostenido de la demanda parece indicar la existencia de factores ajenos a la crisis, que repercuten en la mejora de la intensidad



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energética, y con ello, en el desacoplamiento de la actividad económica y demanda energética, tal y como se viene registrando desde el año 20056. 3.- LA POLÍTICA ENERGÉTICA EUROPEA Y ESPAÑOLA

El marco de referencia para la instrumentación de las políticas energéticas viene condicionado por la distribución geográfica de las reservas de energía, los precios del petróleo, las preocupaciones ambientales y el intenso crecimiento de los países emergentes, como China e India, con el consiguiente efecto inflacionario sobre las fuentes de energía primaria y la liberalización del sector de la energía en Europa. Caracterizada por una fuerte dependencia energética exterior y escasez de recursos autóctonos, cada vez ha sido más evidente, en el ámbito de la Unión Europea la necesidad de un avance coordinado en la liberalización de los mercados, en la garantía del suministro, el desarrollo de las infraestructuras de interconexión y la reducción de emisiones contaminantes, entre otras materias. El control del consumo de energía en Europa y la mayor utilización de la energía procedente de fuentes renovables, junto con el ahorro energético y una mayor eficiencia energética, constituyen una parte importante del paquete de medidas necesarias para reducir las emisiones de gases de efecto invernadero y para cumplir el Protocolo de Kioto de la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático, y otros compromisos comunitarios e internacionales, con vistas a la reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero más allá de 2012. Asimismo, estos factores pueden desempeñar un papel importante para fomentar la seguridad del abastecimiento energético. La política energética en España ha avanzando a lo largo de estos ejes comunes de manera armonizada con los países europeos, pero al mismo tiempo se ha singularizado para dar repuesta a los principales retos que han caracterizado tradicionalmente el sector energético español y que, de manera resumida, pueden sintetizarse en los siguientes: - Elevada dependencia energética exterior. La ausencia de yacimientos de energía primaria ha supuesto históricamente una elevada tasa de dependencia energética en España. Esta dependencia introduce fuentes de riesgo adicionales sobre los procesos productivos, como los relacionados con la garantía del suministro energético o la importación de la volatilidad de los precios de los mercados internacionales. Podemos hablar de una tasa de dependencia exterior del 80 %. Ver la figura 1. - Elevado consumo energético por unidad de producto interior bruto. Para producir una misma unidad de producto interior bruto, España consume más energía final que la media de los países europeos7. - Elevadas emisiones de gases de efecto invernadero, explicadas fundamentalmente por el fuerte crecimiento de la generación eléctrica y de la demanda de transporte durante las últimas décadas. Para dar respuesta a estos retos, la política energética en España se ha desarrollado alrededor de tres ejes:

- El incremento de la seguridad de suministro. - La mejora de la competitividad de nuestra economía.



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- La garantía de un desarrollo sostenible económica, social y medioambientalmente. De manera prioritaria, la política energética se ha dirigido hacia: A) La liberalización y el fomento de la transparencia de los mercados. B) El desarrollo de las infraestructuras energéticas. En los últimos años se han adoptado importantes pasos mediante la mejora de los índices de cobertura, la modernización de las redes, el desarrollo de las plantas de regasificación, de los almacenamientos de gas natural licuado (GNL) y de los almacenamientos de reservas estratégicas de productos petrolíferos. Deben destacarse de manera singular las interconexiones internacionales. Su desarrollo está previsto durante los próximos años, en el sector eléctrico, incrementando las interconexiones con Francia y Portugal, y en el sector gasista a través de Francia y con la entrada en funcionamiento del gasoducto de Medgaz. Sin embargo, es imprescindible una mayor interconexión, especialmente eléctrica, para incrementar la participación renovable en la estructura de generación de una manera sostenible técnica y económicamente. Las interconexiones permiten una gestión más eficiente del equilibrio entre la producción y el consumo, contribuyendo a la integración de la generación renovable en horas valle, y reforzando, al mismo tiempo, la seguridad de suministro en las horas punta. C) La promoción de las energías renovables y del ahorro y eficiencia energética. La promoción del ahorro y la eficiencia energética constituye un instrumento decisivo que implica consumir menos energía para producir lo mismo, gracias a las mejoras en los patrones de consumo o en los métodos productivos. En los últimos años se han adoptado políticas de promoción del ahorro y la eficiencia a través de la aprobación de los Planes de Acción 2004-2008 y 2008-2012, y posteriormente, del Plan de Activación 2008-2011, que refuerza los anteriores, y que están reflejando resultados muy positivos, con un descenso de la intensidad energética superior al 13% durante los últimos cinco años8. Por otro lado, el desarrollo de las energías renovables constituye una apuesta prioritaria de la política energética española, con efectos positivos a la sociedad, como la sostenibilidad de sus fuentes, la reducción en las emisiones contaminantes, el cambio tecnológico, la posibilidad de avanzar hacia formas de energía más distribuida, la reducción de la dependencia energética y del déficit de la balanza comercial, el aumento del nivel de empleo y el desarrollo rural. Lógicamente, estas ventajas implican la asunción de un mayor esfuerzo, que tiende a remitir en el tiempo gracias al desplazamiento de las tecnologías a lo largo de sus curvas de aprendizaje. Por otro lado, las tecnologías renovables presentan en algunos casos cuestiones relevantes en cuanto a su predictibilidad y gestionabilidad, dificultades superables gracias a los avances en la gestión del sistema, a la utilización de técnicas de almacenamiento como el bombeo, o al desarrollo de instalaciones renovables con capacidad de almacenamiento. En general los beneficios de las energías renovables son elevados y estables. Los mayores costes son limitados y tienden a remitir con el tiempo. Al comparar los beneficios futuros, en su conjunto exceden ampliamente a los costes presentes y justifican un marco regulatorio de apoyo a las energías renovables. En el caso español, este marco regulatorio se vertebra principalmente a través de un mecanismo conocido como primas en las tarifas (feed-in tariffs). Su funcionamiento consiste



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en garantizar el cobro de una remuneración por tecnología superior al precio del mercado mayorista. La financiación de este sobre coste se produce a través de la propia tarifa eléctrica. No se trata de un sistema clásico de subvención directa a los productores, sino que el coste se reparte entre los productores con energías convencionales y los consumidores, ya que como resultado de la priorización de la entrada en el sistema de la electricidad de origen renovable, el precio que reciben los productores convencionales se reduce. Sólo en la parte no cubierta por este efecto, están los consumidores financiando a los productores renovables. El principal resultado obtenido es el volumen de participación alcanzado por las energías de origen renovables, que han consolidado una posición estructural dentro del sistema eléctrico español. Durante 2009, las tecnologías renovables supusieron un 24,7% de la producción eléctrica bruta de España. Asimismo, las energías renovables representaron un 12,3 % de la energía final consumida en España9. Una vez superada esta primera fase de lanzamiento, las políticas a nivel nacional pretenden una consolidación y un mayor desarrollo de las energías renovables, incorporando elementos de apoyo que garanticen su sostenibilidad y crecimientos futuros. Estos elementos de apoyo se basan en: – Estabilidad, mediante la garantía de un retorno de las inversiones que incentive un volumen de instalación compatible con los objetivos establecidos en los planes de energías renovables. – Flexibilidad, que permita incorporar rápidamente a los marcos de apoyo la evolución de las curvas de aprendizaje y las mejoras tecnológicas; – Progresiva internalización de los costes que asume el sistema energético para garantizar la suficiencia y estabilidad en el suministro; y – Priorización en la incorporación de aquellas instalaciones que incorporen innovaciones tecnológicas, que optimicen la eficiencia de la producción, el transporte y la distribución, que aporten una mayor gestionabilidad a los sistemas energéticos y que reduzcan las emisiones de gases de efecto invernadero.



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4.- MARCO REGULATORIO PARA LA GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD CON ENERGÍAS RENOVABLES En el contexto de la Unión Europea, destacar la Directiva 2009/28/CE, de 23 de abril de 2009, relativa al fomento del uso de energía procedente de fuentes renovables y por la que se modifican y derogan las Directivas 2001/77/CE y 2003/30/CE. Establece el marco de referencia común para los estados miembros y fija los objetivos nacionales en relación con la cuota procedente de fuentes renovables en el consumo final bruto de energía. Marca como objetivo para 2020 una cuota de un 20% como mínimo de energía procedente de fuentes renovables en el consumo final bruto de energía de la comunidad europea. Fija objetivos a cada estado miembro, que en el caso de España, coincide con la cuota de 20%. A nivel español, la regulación para la producción de energía eléctrica proveniente de fuentes de energía renovables viene recogida en las siguientes leyes y reales decretos: La Ley 54/1997 del Sector Eléctrico, de 27 de noviembre, cuyo objetivo principal es regular las actividades destinadas al suministro de energía eléctrica, integró el Régimen Especial, anteriormente regulado en el RD 2366/94, para la generación eléctrica con energías renovables, de potencia inferior a 50 MW –de carácter voluntario-, otorgando competencias a las Comunidades Autónomas para su autorización. La Ley también garantizó el acceso a la red de las instalaciones en el régimen especial, e introdujo las bases en materia de régimen económico y de producción que se desarrollaron posteriormente con sucesivos reales decretos (Reales Decretos 2818/1998, de 23 de diciembre, 436/2004, de 12 de marzo y 661/2007, de 26 de mayo). Igualmente, la Ley otorgó competencias a cada comunidad autónoma en el desarrollo legislativo y reglamentario y en la ejecución de la normativa básica del Estado en materia eléctrica. En síntesis, con esta legislación, los productores de electricidad procedente de energías renovables tienen garantizado el acceso a la red, y las condiciones técnicas y económicas entre productores y distribuidores están claramente definidas. El Real Decreto 661/2007, de 26 de mayo, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial, desarrolla la Ley 54/1997 del Sector Eléctrico, y establece el régimen jurídico y económico de las instalaciones generadoras de energía eléctrica de cogeneración y aquellas que utilicen como materia prima energías renovables y residuos, con el objetivo fundamental de establecer un sistema estable y predecible que garantice una atractiva rentabilidad a la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial. El Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre, rige los procedimientos de autorización de instalaciones de producción, y redes eléctricas de transporte y distribución, cuando su aprovechamiento afecte a más de una comunidad autónoma, o cuando la potencia eléctrica a instalar supere los 50 MW, o cuando el transporte o distribución salga del ámbito territorial de una de ellas. En este caso, el organismo competente es la Dirección General de Política Energética y Minas, del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio. El Real Decreto 1028/2007 de 20 de julio, establece el “procedimiento administrativo para la tramitación de las solicitudes de autorización de instalaciones de generación eléctrica en el mar territorial”, siendo igualmente la Dirección General de Política Energética y Minas el órgano sustantivo en dicho procedimiento.



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En materia de aguas, el Real Decreto Legislativo 1/2001, de 20 de julio, por el que se aprueba el Texto Refundido de la Ley de Aguas y el Real Decreto 849/1986, de 11 de enero (modificado parcialmente en el 2003 y en el 2008) establece el procedimiento administrativo para la tramitación de las concesiones de aguas y autorizaciones administrativas. En este caso, los Organismos de cuenca son competentes para los aprovechamientos hidroeléctricos de potencia inferior a 5.000 kW, y la Dirección General del Agua del Ministerio de Medio Ambiente, Medio Rural y Marino para los aprovechamientos hidroeléctricos de potencia superior a 5.000 kW o que afecten a varias comunidades autónomas. El Real Decreto 842/2002, de 2 de agosto, por el que se aprueba el Reglamento electrotécnico para baja tensión junto a sus instrucciones técnicas complementarias (ITC) BT 01 a BT 51, que resulta de aplicación a todas las instalaciones generadoras de energías renovables conectadas en baja tensión. El Real Decreto 314/2006 por el que se aprueba el Código Técnico de la Edificación establece, entre otras, exigencias básicas de contribución de energía solar fotovoltaica en la edificación. El aprovechamiento de recursos geotérmicos encuentra su marco normativo en la legislación minera, por su carácter de recursos mineros energéticos, concretamente, en la Ley 22/1973, de 21 de julio, de Minas (modificada por la Ley 54/1980, de 5 de noviembre). La autorización de los aprovechamientos geotérmicos de alta entalpía (generación de electricidad y/o usos directos) se rige por el régimen concesional de los recursos de la “sección D” establecido en la legislación minera. En este caso, la competencia en el desarrollo legislativo y la ejecución de la legislación básica del Estado en materia de Régimen Minero es de las Comunidades Autónomas. En cuanto al marco regulatorio existente en materia ambiental, la Ley 9/2006, de 28 de abril, “sobre evaluación de los efectos de determinados planes y programas en el medio ambiente”, introduce en la legislación la Evaluación Ambiental Estratégica, como un instrumento de prevención que permite integrar los aspectos ambientales en la toma de decisiones de planes y programas públicos, tanto en el ámbito de la Administración General del Estado como en el ámbito autonómico. Esta Ley incorpora a nuestro derecho interno la Directiva 2001/42/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 27 de junio de 2001, relativa a la evaluación de los efectos de determinados planes y programas en el medio ambiente. Por otra parte, el Real Decreto legislativo 1/2008, de 11 de enero, “por el que se aprueba el texto refundido de la Ley de Evaluación de Impacto Ambiental de proyectos”, establece el régimen jurídico aplicable a nivel estatal para la evaluación de proyectos cuyo fin sea realizar obras o instalaciones, relacionadas, entre otras actividades, con las energías renovables. Para los proyectos que deban ser autorizados o aprobados por la Administración General del Estado, el órgano ambiental será el Ministerio de Medio Ambiente y Medio Rural y Marino. El Real Decreto 1578/2008, de 26 de septiembre, de retribución de la actividad de producción de energía eléctrica mediante tecnología solar fotovoltaica. El Real Decreto-ley 6/2009, de 30 de abril, que crea el Registro de pre-asignación de retribución para las instalaciones del régimen especial.



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En lo relativo a los instrumentos que contempla la reglamentación española para la planificación en energías renovables en España, en primer lugar cabe destacar que se lleva a cabo en dos niveles bien diferenciados:

- Planificación a nivel estatal, vinculante para el Estado, únicamente en los objetivos globales, en cuanto a los compromisos adquiridos como integrante de la Unión Europea, pero indicativa a efectos del desarrollo en cada comunidad autónoma.

- Planificación a nivel autonómico, que incluye el detalle necesario para el desarrollo de las energías renovables, siguiendo los criterios medioambientales específicos de cada comunidad autónoma.

En el horizonte 2011 - 2020, a nivel estatal se elabora el denominado PLAN DE ACCIÓN NACIONAL DE ENERGÍAS RENOVABLES DE ESPAÑA (PANER), que se fundamenta en los objetivos generales para las fuentes de energía renovables, que emanan de la “Directiva 2009/28/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 23 de abril de 2009, relativa al fomento del uso de energía procedente de fuentes de energías renovables”: - Primer objetivo global: 20% de energías renovables sobre el consumo final bruto de

energía en 2020. - Segundo objetivo global: La cuota de energía procedente de fuentes renovables en todos

los tipos de transporte sea como mínimo equivalente al 10 % de su consumo final de energía en el transporte.

- El reparto por áreas tecnológicas y periodos debe cubrir los objetivos intermedios que establece la Directiva.

- Establece medidas de acción positiva y de supresión de barreras técnicas, administrativas y de mercado para el desarrollo de las energías renovables.

- Propugna la mejora y adaptación del marco para el desarrollo de instalaciones de generación de electricidad a partir de fuentes renovables.

- Pretende representar un impulso a la I+D+i. - Considera la información y documentación disponible sobre los aspectos básicos de

desarrollo de cada área renovable: prospectivas de inversión y costes, análisis de costes y beneficios, de ocupación del territorio y competencia entre distintas tecnologías y con otras actividades, mapas de recursos, barreras tecnológicas y tendencias de la I+D+i, integración de la electricidad renovable en la red eléctrica, potencial de bombeo hidroeléctrico disponible en España, evaluación de potenciales para el uso de distintos tipos de biomasa, sostenibilidad ambiental, etc.

La trasposición de la Directiva al ordenamiento español es de obligado cumplimiento para el Estado español, que asume el compromiso como un objetivo estratégico y prioritario. La planificación a nivel estatal en energías renovables tiene como objetivo último conseguir un desarrollo racional y coordinado de las energías renovables en todo el territorio nacional, con los objetivos indicados anteriormente. En el ámbito autonómico, los Planes de Energías Renovables representan el instrumento estratégico y de coordinación de las políticas sectoriales en materia de infraestructuras energéticas y de fomento de las energías renovables, en cada comunidad autónoma. Estos planes autonómicos incluyen el detalle necesario sobre las zonas consideradas aptas para el desarrollo de las energías renovables, siguiendo los propios criterios medioambientales específicos de cada comunidad autónoma.



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5.- EVOLUCIÓN DE LA ESTRUCTURA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA La generación eléctrica nacional ha experimentado una importante transformación desde finales de los años 90 a lo que ha contribuido la progresiva penetración del gas natural, principalmente en centrales de ciclo combinado y en cogeneración, además de las energías renovables, cuya cobertura evoluciona al alza, representando en la actualidad más del 24% de la producción eléctrica nacional, según se observa en la figura 4.

Figura 4. Contribución a la generación eléctrica. Fuente. MITyC

Esta situación genera un detrimento de otras fuentes energéticas como el carbón, el fuel oil, e incluso la nuclear, llegando la producción eléctrica de origen renovable a superar de manera sostenida a la producción nuclear, con posterioridad al año 2006, superando también en los últimos años a la producción con carbón. Se puede observar en la figura 4, que a partir del año 2005 la producción eléctrica de origen renovable, oscilante debido a las variaciones climatológicas que inciden en los recursos hidráulicos, muestra una mayor estabilización, así como tendencia ascendente.

De manera que en los últimos diez años, la producción eléctrica de origen renovable ha experimentado un incremento del 40%, alcanzando a finales del 2009 más del 24% de la producción eléctrica bruta de España, llegando en ocasiones puntuales a superar esta cifra. En la figura 5 se muestra para el año 2009 la estructura de generación eléctrica a nivel nacional, representando la contribución de cada una de las fuentes de energía renovables según el tipo de tecnología.



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Figura 5.- Producción Eléctrica según Fuentes. Año 2009. Fuente. MITyC/IDAE

Según las previsiones del MITyC, reflejadas en el PANER 2011-2020, en el escenario de eficiencia energética adicional, que considera la aplicación de medidas de eficiencia energética adicionales a partir de 2010, que implican una mejora media anual del 2 % hasta 2020 en el consumo de energía final, las previsiones son las que se describen a continuación. Durante el periodo 2010-2020 se espera en la estructura de la generación eléctrica un incremento en la participación del gas natural y de las energías renovables, áreas que experimentaran un crecimiento medio anual del 2,7% y 6,34% en cuanto a su producción eléctrica. Por su parte, la producción eléctrica de energía nuclear se mantendrá estabilizada, con tendencia a la baja, registrándose una leve pérdida de participación en cuanto a la cobertura a la demanda eléctrica global. El carbón se mantendrá prácticamente estabilizado, mientras que la aportación de los productos petrolíferos a la producción eléctrica tenderá a disminuir. En cualquier caso, son las energías renovables, las fuentes destinadas a jugar un papel más relevante dentro de la estructura de generación eléctrica, siendo las únicas fuentes cuya producción eléctrica manifestará crecimiento, lo que se evidencia a partir del esperado aumento en la cobertura a la demanda eléctrica, del orden de un 3,3% de media anual, lo que posibilitará una cobertura próxima al 40% en 2020. En cuanto al gas natural, la nueva producción será debida principalmente a las instalaciones de cogeneración, las cuales evolucionarán a un ritmo superior al de los ciclos combinados, que en la actualidad, representan el 71% de la producción eléctrica basada en este combustible, respecto al 25% de la cogeneración con gas natural. Por otra parte, la cobertura total de este combustible a la demanda eléctrica evolucionará dentro de unos márgenes más o menos estables, del orden del 35%. Diferenciando según tecnologías de energías renovables, la energía eólica seguirá ocupando un lugar dominante, con el 52% de la producción eléctrica renovable en 2020 considerando conjuntamente la terrestre y marina, lo que se aproxima al 20% de toda la producción eléctrica, por encima de la producción nuclear. Le siguen a más distancia la hidráulica, la solar termoeléctrica y la solar fotovoltaica, responsables respectivamente del 8,3%, 3,8% y 3,6% de la producción eléctrica bruta total.



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En la tabla 1 se muestra el balance eléctrico actual y previsto de cobertura de la demanda de electricidad, según los distintos tipos de tecnologías de producción.

Tabla 1. Balance eléctrico nacional previsto.

GWh 2005 2010 2015 2020Carbón 81.458 29.710 33.630 33.500Nuclear 57.539 56.000 55.600 55.600Gas Natural 82.819 108.829 121.419 141.741P. Petrolíferos 24.370 18.535 9.381 8.721Energías Renovables 43.094 82.631 113.325 152.835Hidroeléctrica por bombeo 4.452 3.640 6.577 8.023Producción bruta 293.731 299.345 339.931 400.420Consumos en generación 11.948 9.300 8.610 8.878Producción neta 281.783 290.045 331.321 391.542Consumo en bombeo 6.360 5.200 9.396 11.462Saldo de intercambios -1.344 -8.000 -11.285 -25.199Demanda (bc) 274.080 276.845 310.640 354.882Consumo sectores transformadores 5.804 5.314 5.800 5.800Pérdias trasnporte, distribución 25.965 25.520 28.065 31.138DEMANDA FINAL DE ELECTRICIDAD 242.310 246.011 276.775 317.944Incremento respecto año anterior 4,58% 0,80% 2,69% 2,95%% renovables s/producción bruta 14,70% 27,60% 33,30% 38,20%

Fuente. PANER 2011-2020.

El intercambio internacional de electricidad en el año 2020 arroja un saldo exportador del orden de 25.000 GWh año, considerando el escenario de mejora de la eficiencia energética del sistema indicado anteriormente, sitúa las posibilidades de generación de electricidad renovable en España por encima de las necesidades de consumo interior, lo que contribuye en buena medida al superávit de energía renovable de nuestro país que puede ser transferido a otros Estados miembros, contribuyendo así al cumplimiento de los objetivos conjuntos de la Unión Europea. Pero, para poder alcanzar un porcentaje de generación de electricidad con renovables cercano al 40%, y en buena medida de instalaciones no gestionables, resulta imprescindible ampliar las interconexiones eléctricas hacia Europa central a través de Francia. Esto permitiría integrar un mayor volumen de renovables y aumentar los intercambios comerciales de electricidad con el resto de Europa, eliminando el status ibérico de isla energética. El objetivo para 2020 es de disponer de una capacidad en las interconexiones del 10 % de la potencia instalada. En la tabla 2 se muestran para el caso de España los objetivos y trayectoria estimada de la energía procedente de fuentes renovables en los sectores de la calefacción y refrigeración, la electricidad y el transporte, para 2020.



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Tabla 2. Objetivo de España para 2020 y trayectoria estimada de la energía procedente de fuentes renovables (FER) en los sectores de la calefacción y refrigeración, la electricidad y el transporte.

2005 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Fuentes Energías Renovables - Calefacción y Refrigeración (%) (1) 8,8% 11,3% 11,7% 12,0% 12,5% 13,2% 14,0% 14,9% 15,9% 17,0% 18,1% 18,9%

Fuentes Energías Renovables - Electricidad (%)(2) 18,4% 28,8% 29,8% 31,2% 31,9% 32,9% 33,8% 34,3% 35,7% 36,9% 38,2% 40,0%

Fuentes Energías Renovables - Transporte (%) (3) 1,1% 6,0% 6,1% 6,5% 6,5% 8,2% 9,3% 10,4% 11,1% 12,0% 12,7% 13,6%

Cuota global de Fuentes de Energías Renovables (%) (4) 8,3% 13,6% 14,2% 14,8% 15,4% 16,5% 17,4% 18,3% 19,4% 20,4% 21,5% 22,7%

Fuente. PANER 2011-2020. Notas: (1). Cuota de energía procedente de fuentes renovables en el sector de la calefacción y refrigeranción: consumo final bruto de energía obtenida de fuentes renovables para calefacción y refirgeración (según la definición del artículo 5, apartado 1, letra b) y del artículo 5, apartado 4, de la Directiva 2009/28/CE) dividido por el consumo final bruto de energía en el sector de la calefacción y refrigeración. (2). Cuota de la energía procedente de fuentes renovables en el sector de la electricidad: consumo final bruto de electricidad procedente de fuentes renovables para la electricidad según la definición del artículo 5, apartado 1 letra a), y del artículo 5, apartado 3l de la Directiva 2009/28/CE) dividido por el consumo final bruto total de electricidad. (3). Cuota de la energía procedente de fuentes renovables en el sector del transporte: Energía final procedente de fuentes renovables utilizada en el transporte (véase el artículo 5, apartado 1, letra c) y del artículo 5, apartado 5, de la Directiva 2009/28/CE) dividido por el consumo en el sector transporte de 1)gasolina;2)gasoleo;3)biocarburantes utilizados en el transporte por carretera y ferrocarril y 4) electricidad en el transporte por carretera. (4). Cuota de la energía procedente de fuentes renovables en el consumo final bruto de energía.

Esto supone que para el año 2020, la cuota global de energía procedente de Fuentes de Energías Renovables corresponde con un total de 19.408 ktep10.

Transferencias a otros estados miembros Según las previsiones del MITyC la previsión es de obtener excedentes de producción de energía a través de fuentes de energía renovables durante todo el periodo 2011-2020. Es intención de España disponer de sus excedentes para su posible transferencia a otros Estados miembros. En la tabla 3 se muestra la producción excedentaria. Tabla 3. Previsión de la producción excentaria de energía procedente de fuentes de energía renovables con destino otros estados miembros de España (ktep).

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Excedente previsto en

PANER 2.986 3.596 3.056 4.163 3.379 4.296 3.180 4.166 2.649




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6.- RETRIBUCIÓN A LA GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD CON FUENTES DE ENERGÍA RENOVABLE La actividad de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables tiene la consideración de producción en Régimen Especial, en los términos establecidos en la Ley 54/1997 del Sector Eléctrico. Este Régimen Especial se basa en un sistema de apoyo directo a la producción, que contempla la percepción de retribuciones superiores al Régimen Ordinario, mediante el establecimiento de un sistema de tarifas reguladas y primas específicas, que tienen la consideración de internalización de beneficios medioambientales, diversificación y seguridad de abastecimiento. Las cuantías derivadas del marco de apoyo se incluyen en la estructura tarifaria junto con el resto de costes de las actividades del sistema. El mecanismo de apoyo tiene en cuenta la evolución de los precios en el mercado eléctrico, para compatibilizar la necesidad de garantizar niveles mínimos de retribución con la conveniencia de que la generación eléctrica renovable alcance la plena competitividad con la generación convencional, incluidas sus externalidades, y al mismo tiempo, contribuyendo en lo posible a una disminución de los costes para el sistema. La determinación de la retribución para la generación de electricidad a partir de energías renovables -valores de retribución específicos para cada área renovable-, son establecidos mediante reales decretos. Para garantizar la sostenibilidad y eficacia del marco de apoyo, la evolución de la retribución, para cada tecnología, trata de converger en el tiempo a la percibida por el Régimen Ordinario (para el resto de tecnologías de generación convencionales), promoviendo así la mejora tecnológica y valorando, en todo caso, las inversiones y los costes reales de operación y mantenimiento en los que los titulares de la instalación incurran. El marco económico queda recogido en el Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial. Los titulares de instalaciones renovables pueden escoger –por períodos no inferiores a un año- entre dos alternativas de retribución para la energía evacuada: - Venta a tarifa regulada, diferente para cada tecnología. - Venta libre en el mercado de producción de energía eléctrica. Su retribución es el precio

que resulta en el mercado organizado (o el precio libremente negociado), complementado por una prima, específica para cada área tecnológica renovable.

En esta alternativa, los niveles de las primas son variables en función de los precios horarios del mercado:

• Para precios bajos del mercado, el esquema retributivo garantiza la obtención de un mínimo nivel de retribución, que ofrezca certeza al titular de una instalación renovable sobre la mínima rentabilidad obtenible.

• Además, el esquema contempla un límite máximo de retribución a efectos de percepción de primas, de manera que los valores de las primas son nulos para altos precios del mercado, limitando así el sobre coste del sistema.

El marco vigente no contempla limitaciones al volumen total de electricidad producida anualmente que da derecho a prima.



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La tabla 4 muestra los niveles de retribución en función de la tecnología renovable y de la alternativa de retribución seleccionada por el titular, para el año 2010.

Tabla 4. Retribución electricidad generada en régimen especial. Año 2010.

2010Opción a) Tarifa

regulada

Grupo Subgrupo Potencia Plazo c€/kWh

Prima de referencia c€/kWh

Límite superior c€/kWh

Límite inferior c€/kWh

primeros 25 años 46,5897a partir de entonces 37,2718primeros 25 años 44,169

a partir de entonces 35,3352primeros 25 años 24,3077

a partir de entonces 19,4462

primeros 25 años 28,4983 26,8717

a partir de entonces 22,7984 21,4973

primeros 25 años 7,7471 3,0988 8,9866 7,5405a partir de entonces 6,4746

b.2.2*(marina) 8,9184 17,3502

primeros 25 años 8,2519 2,6495


primeros 25 años ** 2,2263

a partir de entonces *** 1,4223

primeros 25 años 16,8096 12,6723 17,5936 16,3029a partir de entonces 12,4764 0,0000primeros 25 años 15,5084 11,1562 15,9643 15,0968






primeros 25 años 8,4551 4,4721 9,4792 7,8711a partir de entonces 6,8872 0,0000



primeros 25 años 5,6706 3,738 8,8126 5,3955a partir de entonces 5,6706 0,0000







Dos opciones de venta de electricidadOpción b) Venta en el mercado organizado

de la electricidad

36,3906 26,8757

P≤100 kW

100 kW<P≤10 mW

10<P≤50 MWb.1 (solar)

b.2 (eólica)

b.1.1. (fotovoltaica)

b.1.2. (solar procesos

térmicos para prod. Eléctrica)

b.2.1 (terrestre)

b.3. (geotérmica, olas, mareas,

rocas calientes y secas,

oceanotérmica y corr. Marinas)

primeros 25 años 7,2892 4,0672


b.5 (Hidroeléctrica 100 MW< P ≤50

MW)

b.4 (hidroeléctrica P≤ 10 MW)

2 MW < P

P≤ 2 MW

b.6 (biomasa)

2 MW < P

b.6.1. (cultivos energéticos)

b.6.2. (residuos agrícolas o de

jardinerías)

b.6.3. (residuos forestales)

P≤ 2 MW

2 MW < P

P≤ 2 MW

9,0137 6,8978

8,4635 6,4746

b.7.3 (estiércoles)

b.7 (estiércoles, biocombustibles o

biogás)

P≤ 2 MW

2 MW < P

b.8.1. (biomasa inst. agrícolas)

P≤ 500kW

500 kW < P

b.7.1 (biogás de vertederos)

b.7.2. (biogás generado en digestores)

b.8.2. (biomasa inst. forestal)

b.8.3. (biomasa inst. licores

negros)

b.8 (biomasa procedente de instalaciones industriales)

P≤ 2 MW

2 MW < P

P≤ 2 MW

2 MW < P

Fuente. Informe de precios energéticos regulados, nº.2, año 2010. MITyC. BOE 315, 29 diciembre 2009. Prima máxima de referencia a efectos del procedimiento de concurrencia previsto en el RD. 1028/2007, de 20 de julio y el límite superior para las instalaciones eólicas marinas. En el caso b.1.1 (solar fotovoltaica) será de aplicación únicamente para instalaciones inscritas en el Régimen especial con anterioridad al 29 de septiembre de 2008. En el caso b.1.2 (solar termoeléctrica) será de aplicación a aquellas instalaciones inscritas en el Registro de preasignación establecido por el RD-L 6/2009. ** La cuantía de la tarifa regulada para las instalaciones del grupo b.5 para los primeros 25 años desde la puesta en marcha será: (6,6+1,2*(50-P)/40)) x1,0605 siendo P la potencia de la instalación.



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Para ambas modalidades de retribución –a tarifa, y sistema de primas- se establecen otros complementos para aquellas instalaciones que contribuyan a la estabilidad técnica del sistema, en particular, el complemento por energía reactiva. El artículo 29, del RD. 661/2007, regula este complemento que se fija como un porcentaje, en función del factor de potencia con el que se entregue la energía del valor de 7,8441 c€/kWh11, que será revisado anualmente. Se considerarán para todas las unidades de régimen especial los siguientes valores del factor de potencia y los correspondientes valores porcentuales de bonificación/penalización, aplicables a los siguientes periodos horarios, como se muestra en la tabla 5.

Tabla 5.- Complemento por energía reactiva.

Punta Llano ValleFp < 0,95 -4 -4 8

0,96 > Fp ≥ 0,95 -3 0 60,97 > Fp ≥ 0,96 -2 0 40,98 > Fp ≥ 0,97 -1 0 21,00 > Fp ≥ 0,98 0 2 0

1,00 0 4 01,00 > Fp ≥ 0,98 0 2 00,98 > Fp ≥ 0,97 2 0 -10,97 > Fp ≥ 0,96 4 0 -20,96 > Fp ≥ 0,95 6 0 -3

Fp < 0,95 8 -4 -4

Tipo de factor de potencia

Factor de potencia

Inductivo

Capacitivo

Bonificación %

Fuente. RD. 661/2007. Revisiones de los niveles de retribución

Los niveles de retribución pueden ser modificados en función de la evolución tecnológica de los sectores, del comportamiento del mercado, del grado de cumplimiento de los objetivos de energías renovables, del grado de participación del régimen especial en la cobertura de la demanda y de su incidencia en la gestión técnica y económica del sistema, garantizando siempre las tasas de rentabilidad razonables; el vigente Real Decreto 661/2007 establece revisiones cuatrienales. En cualquier caso, dichas revisiones atienden a la evolución de los costes específicos asociados a cada tecnología, con el triple objetivo final de que las tecnologías renovables alcancen el mayor nivel de competitividad posible con las del Régimen Ordinario, que favorezcan un equilibrado desarrollo tecnológico y de que el esquema retributivo evolucione hacia el mínimo coste socioeconómico y medioambiental. Particularidades del sistema de apoyo a la Solar Fotovoltaica El Real Decreto 1578/2008 definió un nuevo régimen económico para aquellas instalaciones fotovoltaicas que fueran inscritas en el Registro administrativo de instalaciones de producción en régimen especial (RIPRE) a partir del 29 de septiembre de 2008, además de la creación de un Registro de preasignación de retribución para la tecnología fotovoltaica (PREFO). Este nuevo marco se basa en un sistema de cupos crecientes y tarifas decrecientes, que potencia las instalaciones sobre edificaciones. Se establece un cupo de potencia de



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aproximadamente 500 MW al año, y dos tipologías de instalaciones, una para instalaciones sobre edificaciones y otra para instalaciones sobre suelo, cada una con sus correspondientes cupos y tarifas. La tipología de instalaciones sobre edificios contempla dos subgrupos de instalaciones: las menores de 20 kW y las que tienen entre 20 kW y 2 MW. La segunda tipología agrupa al resto de instalaciones no situadas sobre edificaciones urbanas, y permite instalaciones con un máximo de 10 MW. Las tarifas descienden alrededor de un 10% anual, dependiendo del modo en que se cubran los cupos asignados. En la tabla 6, se muestra la tipología indicada.

Tabla 6.- Grupos definidos en el R.D. 1578/2008

POTENCIA

I.1 P≤ 20 kW

I.2 20 kW ≤ P ≤ 2 MW

Tipo II II P≤ 10 MW

Tipo I

TIPOLOGÍA DE INSTALACIONES

Cubiertas o fachadas con usos: residencial, servicios, comercial, industrial, agropecuario.Aparcamientos de esos usos. (Parcela con ref. catastral urbana).

Resto, no incluidas en Tipo I

Para asignar la potencia de los cupos, el R.D. 1578/2008 crea un registro de preasignación en el que se deben inscribir los proyectos fotovoltaicos para conseguir las tarifas correspondientes. El marco de tarifas y cupos para el año 2009, se muestra en la siguiente tabla 7:

Tabla 7. Tarifas y cupos para las 4 convocatorias de 2009

TIPOI.1I.2II

CUPO INSCRITO CUPO INSCRITO CUPO INSCRITO CUPO INSCRITOI.1 6,675 1,669 6,675 3,631 6,675 2,786 6,675 4,670I.2 60,075 20,916 60,075 31,691 60,075 35,601 60,075 60,104II 58,250 66,113 94,552 94,718 89,512 90,411 85,620 89,955

CUPO (MW)

32,000029,9113

4C34,000032,000029,0857

32,000032,0000

2C34,000032,000030,7189

20091C

34,00003C

34,0000TARIFA (c€/kWh)

Fuente. Informe de precios energéticos regulados, nº.2, año 2010. MITyC.

En el caso de que para cada tipo se inscriba menos del 75% de su cupo la tarifa correspondiente se mantiene para la siguiente convocatoria. Si se cumple más del 75% la tarifa se reduce proporcionalmente a la potencia inscrita, siendo la reducción cero si se inscribe exactamente el 75% del cupo, y del 2,6% si se inscribe exactamente el 100% del cupo. En la tabla 8, se recogen para los tres primeros cuatrimestres de 2010, los datos relativos a los cupos, potencia inscrita y tarifa de venta de energía, según recoge el Informe de precios energéticos regulados, nº. 2, año 2010, del MITyC, IDAE.



22

Tabla 8. Tarifas y cupos para las convocatorias de 2010

TIPOI.1I.2II

CUPO INSCRITO CUPO INSCRITO CUPO INSCRITO

I.1 6,675 6,016 6,653 5,760 6,675I.2 61,640 62,522 61,439 61,480 61,480II 50,033 50,894 51,339 52,380 52,105

CUPO (MW)

2010

31,1665 30,3099 29,5200TARIFA

(c€/kWh)

34,0000 33,4652 33,0597

28,1045 27,3307 26,5509

1C 2C 3C

Fuente. Informe de precios energéticos regulados, nº.2, año 2010. MITyC.

Particularidades del sistema de apoyo a la Biomasa Eléctrica Además de la división de los niveles de retribución según fuente de biomasa o biogás definidos (grupos b6, b7 y b8 incluidos en la categoría “b”, con sus correspondientes subgrupos), también se incluye un grupo específico dentro del capítulo destinado a la cogeneración en el Real Decreto 661/2007. En este caso, cuando una instalación de generación eléctrica y térmica con biomasa cumple con los requisitos establecidos en este real decreto, pasa a formar parte del subgrupo a.1.3. Este subgrupo también está subdividido según los establecidos para los grupos b.6, b.7 y b.8, recibiendo una retribución mayor por tratarse de un sistema de cogeneración. Tanto para la generación eléctrica con biomasa como para la cogeneración con biomasa existen unos niveles mínimos de eficiencia energética de cumplimiento obligatorio. En el caso de generación con biomasa, el Anexo II del Real Decreto establece en su punto C que la eficiencia energética de los sistemas a condensación, con biomasa/biogás deberán alcanzar los siguientes niveles para generación bruta de energía eléctrica:

1. Un mínimo del 18% para potencias hasta 5 MW. 2. Un mínimo del 20% para potencias entre 5 y 10 MW. 3. Un mínimo del 22% para potencias entre 10 y 20 MW. 4. Un mínimo del 24% para potencias entre 20 y 50 MW.

En el caso de cogeneración con biomasa/biogás, el Anexo I del Real Decreto establece que para poder recibir la correspondiente retribución deberán cumplir un rendimiento eléctrico equivalente mínimo (REEminimo) del 30 % para los grupos b.6 y b.8 y del 50 % para el grupo b.7. Además, en el caso de cogeneración se podrá obtener un complemento de eficiencia adicional de acuerdo determinado de la siguiente forma:

Complemento por eficiencia = 1,1 x (1/REEminimo – 1/REEi) x Cmp Donde:

REEi = Rendimiento eléctrico equivalente acreditado por la instalación, en el año considerado. Cmp = Coste unitario de la materia prima del gas natural (en c€/kWhPCS) publicado periódicamente por e MITYC.

Se está estudiando, para un futuro próximo, un cambio de régimen retributivo que apoye de forma decidida las instalaciones de cogeneración con biomasa.



23

Ayudas financieras a la inversión Como complemento al régimen de apoyo anteriormente descrito, como excepción, algunas tecnologías renovables incipientes pueden recibir ayudas a la inversión, vía subvenciones o préstamos a bajo interés. Algunas tecnologías renovables reciben apoyos adicionales de tipo fiscal (exenciones, desgravaciones fiscales, devoluciones de impuestos). Por ejemplo, las tecnologías solares en todas su modalidades, tienen derecho a una deducción del 10 % del impuesto de sociedades, en concepto de inversiones medioambientales. Evolución futura de los sistemas de apoyo a la generación de electricidad con energías renovables

Cualquier sistema de retribución económica, presente y futuro, de apoyo a la generación de electricidad de fuentes renovables arbitrará los mecanismos necesarios para conjugar las mejoras tecnológicas y la evolución de los mercados con los incentivos para la producción de electricidad procedente de fuentes renovables de forma que se alcancen las metas y objetivos en los plazos establecidos. Para la determinación de la retribución se tendrán en cuenta los parámetros técnicos y los costes de inversión en que se haya incurrido, al efecto de conseguir unas tasas de rentabilidad razonables con referencia al coste del dinero en el mercado de capitales, de acuerdo con lo prevenido en la Ley del Sector Eléctrico. Asimismo, la Administración debe asegurar la transferencia a la sociedad de la ganancia de la adecuada evolución de estas tecnologías en cuanto a la competitividad en costes relativos, minimizando los riesgos especulativos, provocados en el pasado por rentabilidades excesivas, y que minimicen de igual manera los riesgos asociados a la inversión y su retribución, como los provocados por las fluctuaciones de los mercados energéticos.



24

7.- ANÁLISIS DE LA IMPLANTACIÓN DE LAS INSTALACIONES DE PRODUCCIÓN DE RÉGIMEN ESPECIAL EN LA ACTUALIDAD EN ESPAÑA En la tabla 9 se exponen los datos de las instalaciones de producción de energía en régimen especial en España para el año 2009, y hasta el mes de junio para el año 2010, según la información de la Comisión Nacional de la Energía (CNE), en lo referente a energía vendida, potencia instalada y número de instalaciones. La evolución anual de estos datos para el régimen especial en España con los datos de los últimos 20 años se encuentra en el anexo 2.

Tabla 9. Información de instalaciones de régimen especial de generación eléctrica en España.

Energía Vendida (GWh)

Potencia Instalada

(MW)

Nº Instalacione

s


Potencia Instalada

(MW)

Nº Instalacione

s


Potencia Instalada

(MW)

Nº Instalacione

s2009 21.472 5.907 979 6.018 3.635 51.866 36.836 18.451 1.0622010 11.797 5.964 985 3.142 3.874 52.199 21.420 18.721 1.077


Potencia Instalada

(MW)

Nº Instalacione

s


Potencia Instalada

(MW)

Nº Instalacione

s


Potencia Instalada

(MW)

Nº Instalacione

s2009 5.209 1.969 1.027 2.668 665 145 2.890 562 342010 3.909 1.969 1.027 1.291 684 147 1.512 562 34


Potencia Instalada

(MW)

Nº Instalacione

s2009 3.892 641 51 78.985 31.831 55.1642010 2.065 641 51 45.136 32.416 55.520

AÑO

AÑO

BIOMASA RESIDUOS

Total Energía Vendida (GWh)

Total Potencia Instalada

(MW)

Total Nº Instalacione

s

TRAT.RESIDUOS

AÑO

COGENERACIÓN SOLAR EÓLICA

HIDRÁULICA

En las figuras 6, 7 y 8 se representan respectivamente el número de instalaciones, la potencia instalada para cada tecnología y la energía vendida para los años 2009 y 2010, en este último año, hasta el mes de junio, según los datos anteriores. En la figura 8 se representa el dato estimado a final de 2010.

979 1.062 1.027 145 34 51985 1.077 1.027 147 34 51

51.86652.199

0

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000

COGENERACIÓN SOLAR EÓLICA HIDRAULICA BIOMASA RESIDUOS TRATAMIENTORESIDUOS

Tecnología

Núm

ero

de in

stal

acio

nes

Año 2009

Año 2010

Figura 6. Número de instalaciones en régimen especial año 2009, 2010.



25

5.907

1.969

665 562 641

5.964

1.969

684 562 641

18.451

3.635

18.721

3.874

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

14.000

16.000

18.000

20.000

COGENERACIÓN SOLAR EÓLICA HIDRÁULICA BIOMASA RESIDUOS TRAT.RESIDUOS

Tecnología

Pot

enci

a in

stal

ada

Año 2009

Año 2010

Figura 7. Potencia instalada según tecnología en régimen especial año 2009, 2010.

21.472

36.836

5.2092.668 2.890 3.892

23593

6.018413030242582

7818

42839

6285

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

35.000

40.000

45.000

COGENERACIÓN SOLAR EÓLICA HIDRÁULICA BIOMASA RESIDUOS TRAT.RESIDUOS

Tecnología

Ene

rgía

ven

did

a G

Wh

Año 2009

Año 2010

Figura 8. Energía vendida según tecnología en régimen especial año 2009, 2010. Para2010 datos estimados.

En la tabla 10 se exponen los datos de participación de las ventas de energía de las instalaciones de producción en régimen especial y de las energías renovables en España sobre la demanda en barras de central, desde el año 2006 hasta junio de 2010, según información de la Comisión Nacional de la Energía (CNE). La evolución anual de estos datos de los últimos 20 años se encuentra en el anexo 3. En la figura 9 se representan los porcentajes de energía vendida en barras de central para las instalaciones de producción de energía eléctrica con tecnología renovables, para los 2006 a junio de 2010.



26

Tabla 10. Participación de energía vendida según tecnología en régimen especial en barras de central.

AÑO BIOMASABIOMASA/

DEMANDA b.c.COGENERACI

ÓN

COGENERACIÓN/ DEMANDA

b.c.EÓLICA

EÓLICA/ DEMANDA b.c.

2006 2.136 1% 16.778 6% 23.166 9%2007 2.173 1% 17.708 6% 27.601 10%2008 2.488 1% 21.183 8% 32.128 12%2009 2.668 1% 21.472 8% 36.836 14%2010 1.291 1% 11.797 10% 21.420 19%

AÑO HIDRÁULICA R.E.HIDRÁULICA

R.E./ DEMANDA b.c.

HIDRÁULICA R.O.

HIDRÁULICA R.O./

DEMANDA b.c.RESIDUOS

RESIDUOS/ DEMANDA b.c.

2006 4.144 2% 21.536 8% 2.446 1%2007 4.121 1% 23.215 8% 2.722 1%2008 4.636 2% 18.739 7% 2.732 1%2009 5.209 2% 21.153 8% 2.890 1%2010 3.909 3% 8.170 7% 1.512 1%

AÑO SOLARSOLAR/

DEMANDA b.c.TOTAL

R.ESPECIAL

TOTAL R.ESPECIAL/

DEMANDA b.c.

TOTAL RENOVABLES

TOTAL RENOVABLES/ DEMANDA b.c.

2006 105 0,04% 52.171 19% 51.086 19%2007 491 0,18% 58.230 21% 57.601 21%2008 2.543 0,91% 68.848 25% 60.533 22%2009 6.018 2,26% 78.985 30% 71.884 27%2010 3.142 2,72% 45.136 39% 37.932 33%

AÑO TRAT. RESIDUOSTRAT.

RESIDUOS/ DEMANDA b.c.

2006 3.395 1%2007 3.414 1%2008 3.139 1%2009 3.892 1%2010 2.065 2%

0,8 1,00,9

7,66,7

1,1

7,9

2,3

1,1

10,2

18,5

0,91,3

0,0

8,0

1,5

8,6

6,3

1,2

0,2

8,4

1,50,8

10,0

6,4

1,00,91,7

11,5

1,52,0

1,0

8,1

13,8

1,31,8

2,7

7,1

3,4

1,1

0,0

2,0

4,0

6,0

8,0

10,0

12,0

14,0

16,0

18,0

20,0

BIOMASA COGENERACIÓN EÓLICA HIDRÁULICA R.E.HIDRÁULICA R.O. SOLAR TRAT. RESIDUOSRESIDUOS

Tecnología

Por

cent

aje

en b

.c. % Año 2006

Año 2007

Año 2008

Año 2009

Año 2010

Figura 9. Participación de energía vendida en barras de central para instalaciones renovables y de régimen especial.



27

En la tabla 11 se muestran los datos de retribución anual recibida por los productores de régimen especial en España según tecnología, desde el año 2004 hasta junio de 2010, según información de la Comisión Nacional de la Energía (CNE). En el anexo 4 se muestra esta información en el periodo 2007 a junio de 2010, desglosado según la opción de venta de energía.

Tabla 11. Retribución anual recibida por los productores de régimen especial en España según tecnología.

AÑO TECNOLOGÍAPotencia Instalada

(MW)


Nº Instalaciones

Retribución Total (Miles €)

Precio Medio Retribución

Total (cent€/kWh)

Prima equivalente

(miles €)

COGENERACIÓN 5.687 19.269 858 1.139.503 5,914 467.133SOLAR 24 18 3.266 6.791 36,742 6.146EÓLICA 8.532 16.087 386 1.013.031 6,297 451.667

HIDRÁULICA 1.707 4.752 853 316.587 6,662 150.753BIOMASA 470 1.799 68 117.698 6,543 54.932

RESIDUOS 585 2.312 34 122.592 5,301 41.900TRAT.RESIDUOS 474 2.662 43 163.680 6,149 70.791

17.480 46.900 5.507 2.879.880 6,140 1.243.323COGENERACIÓN 5.689 18.826 858 1.435.418 7,624 330.461

SOLAR 49 41 5.391 16.410 39,909 13.996EÓLICA 10.095 21.190 446 1.856.465 8,761 612.785



19.230 51.790 7.744 4.285.418 8,275 1.245.800COGENERACIÓN 5.816 16.782 861 1.357.299 8,088 460.623

SOLAR 148 107 9.875 45.589 42,749 39.891EÓLICA 11.897 23.168 509 2.103.682 9,080 865.815



21.509 52.183 12.338 4.573.016 8,763 1.784.876COGENERACIÓN 6.014 17.715 857 1.347.898 7,609 607.658

SOLAR 705 497 20.286 215.579 43,395 194.819EÓLICA 14.537 27.603 638 2.157.034 7,814 1.003.575



24.799 58.252 22.880 4.718.768 8,101 2.284.602COGENERACIÓN 6.060 21.188 864 2.106.481 9,942 741.113

SOLAR 3.463 2.549 51.313 1.155.068 45,321 990.830EÓLICA 16.323 32.131 732 3.226.384 10,041 1.155.818



29.554 68.867 54.038 7.812.899 11,345 3.374.974COGENERACIÓN 5.907 21.496 979 1.846.226 8,589 1.035.162

SOLAR 3.635 6.060 51.866 2.832.489 46,743 2.603.844EÓLICA 18.451 36.866 1.062 2.967.700 8,050 1.576.694

HIDRÁULICA 1.969 5.236 1.027 423.517 8,088 225.945BIOMASA 665 2.673 145 299.088 11,190 198.241


31.831 79.115 55.164 9.038.798 11,425 6.053.640COGENERACIÓN 5.964 11.811 985 1.013.500 8,581 681.052

SOLAR FV 3.492 2.928 52.189 1.341.778 45,826 1.259.363SOLAR TE 382 214 10 64.037 29,876 58.004

EÓLICA 18.721 21.420 1.077 1.476.514 6,893 873.608HIDRÁULICA 1.969 3.909 1.027 285.272 7,298 175.245

BIOMASA 684 1.407 147 153.316 10,900 113.726RESIDUOS 562 1.512 34 92.047 6,087 49.481

TRAT.RESIDUOS 641 2.065 51 235.395 11,400 177.27632.416 45.266 55.520 4.661.860 10,299 3.387.754

2004

Total 2004

2005

Total 2005

2006

Total 2006

2007

Total 2007

2008

Total 2008

2009

Total 2009

2010

Total 2010 Fuente. CNE. Los datos de 2010 corresponden con los del primer semestre



28

Del análisis de estos datos, se puede decir que: - El mayor número de instalaciones corresponde con la tecnología solar, con 52.199. Le

siguen la eólica con 1077 instalaciones y la hidráulica con 1027. Las instalaciones de cogeneración son un total de 985.

- La tecnología con mayor potencia instalada es la eólica, con 18.721 MW, las instalaciones de cogeneración suman 5.964 MW, le siguen la solares con 3.874 MW y la hidráulica con 1.969 MW.

- La participación de la energía vendida medida en barras de central para la generación con de régimen especial muestra una tendencia al alza en los últimos años, a excepción de la hidráulica en régimen ordinario que prácticamente se mantiene. La mayor participación a mes de junio de 2010, según datos publicados por la CNE, corresponde con la eólica que presenta una cuota de 18,5%, le sigue la cogeneración con un 10,2%, a continuación la hidráulica en régimen ordinario con un 7,1%, la hidráulica en régimen especial con un 3,4%, la solar con un 2,72%. En menor proporción tecnologías que emplean la biomasa y residuos que están en un porcentaje en torno al 1%.

- El precio medio de retribución para el conjunto de tecnologías de régimen especial en el periodo considerado de 2004 a junio de 2010, experimenta una tendencia al alza hasta el año 2009, excepto para el año 2007 en el que se acusa un descenso. Los datos del primer semestre de 2010 reflejan nuevamente un descenso en el precio medio retributivo. En la figura 10 se muestra la evolución de estos precios.

- La prima equivalente para el conjunto de tecnologías de régimen especial ha ido creciendo desde 2004, con un importe de 1.243 millones de euros, a 6.054 millones de euros a finales de 2009. Como consecuencia del aumento del número de instalaciones. La prima equivalente corresponde con la diferencia entre la retribución total obtenida por la venta de energía considerando las primas a la producción con estas fuentes de energía y el importe total obtenido considerando dicha energía vendida a precios de mercado. En la figura 11 se muestra la evolución de estos importes. Es destacable el crecimiento de las primas a la energía solar, que pasan de ocupar el tercer puesto en retribución por tecnología, con una cuota de 8,53% muy por detrás de la eólica y cogeneración en 2007, a ocupar en 2009 y en 2010 el primer puesto, con una cuota de primas de 43,01% y de 38,89% respectivamente para estos años. Para 2010 los datos corresponden al primer semestre, y es el primero con datos de desglose de la tecnología solar fotovoltaica, que cuenta con una cuota de primas de 37,17%. En la figura 12 se muestra la evolución de las primas para cada tecnología.

6,140

8,275 8,7638,101

11,345 11,42510,299

2,8153,773

6,545

4,176

0,000

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Años

c€/k

Wh

P. medio retribución total P. medio liquidación mercado

Figura 10. Precio medio retribución total energía en régimen especial. Fuente. CNE. Los datos de 2010 corresponden

con los del primer semestre.



29

1.243.3231.784.876

2.284.602

3.374.974

6.053.6406.775.508

1.245.800

0

1.000.000

2.000.000

3.000.000

4.000.000

5.000.000

6.000.000

7.000.000

8.000.000

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Años

Mile

s €

Figura 11. Prima equivalente total anual instalaciones de régimen especial. Fuente. CNE. Los datos de 2010 son

estimados.

0

500.000

1.000.000

1.500.000

2.000.000

2.500.000

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Años

Mile

s €

Cogeneración

Solar

Eólica

Hidráulica

Biomasa

Residuos

Trat. residuos

Figura 12. Prima equivalente total anual por tecnología en instalaciones de régimen especial. Fuente. CNE. Los datos de

2010 son estimados.



30

7.1.- EFECTOS DE LA PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN RÉGIMEN ESPECIAL SOBRE LOS COSTES DEL SISTEMA ELÉCTRICO En esta apartado se analiza someramente la repercusión de costes que origina sobre el sistema eléctrico español la generación de energía eléctrica de productores en régimen especial. La CNE12 establece la estructura de costes de acceso del sistema eléctrico en los siguientes conceptos: - Costes de transporte. - Costes de distribución. - Costes de gestión comercial. - Sistema de interrumpibilidad en mercado. - Diversificación y seguridad del abastecimiento. - Prima del régimen especial. - Costes permanentes. - Anualidades déficit de años anteriores. - Ingresos por exportaciones. Comprenden todos aquellos costes necesarios para retribuir las actividades destinadas a realizar el suministro de energía eléctrica. Dentro de los conceptos, se incluye la prima del régimen especial de generación eléctrica, que corresponde con el precio de las primas a la energía vendida por estos productores atendiendo al marco regulatorio existente. Tomando la información del escandallo de costes previstos y reales desde 2003 hasta 2010 publicados por la CNE, podemos observar en la figura 13, la tendencia al alza de la partida correspondiente a la prima del régimen especial, acentuándose más a partir del año 2007. Llegando en 2009 a unos costes por encima de los 6.000 millones de euros. Ver figura 14.

Figura 13. Escandallo de costes de acceso previstos vs costes reales 2003-2010. Fuente: CNE. Boletín mensual de

indicadores eléctricos y económicos. Julio 2010.



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Los importes para el año 2009 previstos y reales de los costes del sistema se indican en la figura 14.

Figura 14. Escandallo de costes de acceso año 2009.

Fuente: CNE. Boletín mensual de indicadores eléctricos y económicos. Julio 2010.

Por otro lado, hay que considerar también que la introducción de la producción de energía en régimen especial ha repercutido en los últimos años en un descenso de los precios del mercado de la energía. La evolución de los precios de mercado de electricidad en términos anuales, según información publicada por la CNE13 , se indica en la figura 15. Puede observarse que desde 2008 hasta el primer semestre de 2010, la reducción está en torno al 52%. Esta disminución del precio de mercado hace que aquellas unidades de producción eléctrica con mayores costes, queden fuera del mercado. A modo ilustrativo se representa en la figura 16.



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AñoPrecio medio ponderado

diario €/MWh

2000 31,832001 31,52002 38,892003 30,262004 28,742005 55,732006 55,752007 40,772008 65,552009 38,012010 31,09

Evolución precio medio ponderado diario

31,0931,83 31,5 38,89

30,26

28,74

55,73 55,75

40,77

65,55

38,01

0

10

20

30

40

50

60

70

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Años

€/M

Wh

Precios

Figura 15. Evolución de los precios de mercado de electricidad en términos anuales.

Fuente CNE. Datos de 2010 hasta primer semestre.

Precio

Precio casación 1

Precio

Régimen especial

Volumen de energía

Fuel

casación 2

Demanda 1

Reducción

HidráulicaNuclear

CarbónCiclo Combinado

Figura 16. Reducción de precios del pool por incorporación energías régimen especial

Con los datos expuestos, se hace un burdo análisis estimativo para el año 2009 sobre el incremento de costes del sistema por las primas a régimen especial y la reducción del precio de mercado por este tipo de generación, según los datos de precios del mercado indicado en la figura 15. El resultado se muestra en la tabla 12.

Tabla 12. Resultado primas al régimen especial vs reducción de precios del mercado

CANTIDAD

Energía medida en barras central año 2009, GWh (A)(1) 252.772Precio medio ponderado diario 2008, €/MWh (B) 65,55Precio medio ponderado diario 2009, €/MWh ( C) 38,01Reducción de precios mercado 2008-2009, €/MWh (D= (B-C)) 27,54Reducción coste energía medida en b.c. 2009, miles €, (F= A x D) 6.961.341

Prima régimen especial año 2009, miles €, G(2)6.214.460

Diferencia conceptos F-G, miles € 746.881Notas: (1) Fuente REE.

(2). Fuente CNE. Escandallo de costes de aceso 2009.

CONCEPTO

Si se considerase que el total de la reducción de precios del mercado corresponde con la incorporación de las energías de régimen especial, para el año estudiado 2009, esta reducción cubriría el total de la prima en régimen especial con un superávit de 746.881 miles de €.



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8.- ESTUDIO DE LA CONTRIBUCIÓN DE CADA TECNOLOGÍA RENOVABLE PARA EL HORIZONTE 2020 A continuación se exponen, según las previsiones del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio, reflejadas en el Plan de Acción Nacional de Energías Renovables 2011-2020, la contribución de cada una de las tecnologías a los objetivos propuestos, vinculantes para el estado español en su conjunto, atendiendo a la Directiva 2009/28CE, de 23 de abril, relativa al fomento del uso de energía procedente de fuentes renovables. Evolución de la energía hidroeléctrica Desde los últimos 10 años, se viene instalando una potencia media anual entre 40- 60 MW en el área de centrales hidroeléctricas de potencia menor de 50 MW. El crecimiento anual previsto se estima siga la tendencia actual, si no hay ningún cambio en la aplicación de la legislación vigente actual, con incrementos de potencia anuales de 40 MW en los primeros años del período, llegando a alcanzar al final del mismo los 70 MW anuales. A final del 2020, la potencia instalada acumulada en el área hidroeléctrica alcanzaría los 16.662 MW, sin incluir la potencia instalada en bombeos puros. Evolución solar fotovoltaica La contribución previsible de energía solar fotovoltaica al cumplimiento de los objetivos vinculantes para 2020 se estima en 14.316 GWh, generados por una potencia instalada acumulada en 2020 de 8.367 MW. El incremento de potencia en el periodo 2011-2020 se estima en 4.346 MW. Previsiones estas considerando una continuidad del marco actualmente vigente, y considerando un 67% de instalaciones fijas en cubierta y 33% en suelo con seguimiento. A partir de 2015 se prevé una penetración creciente de la energía solar fotovoltaica en sistemas para autoconsumo de energía interconectados con la red de distribución. Evolución energía solar termoeléctrica La contribución de la energía solar termoeléctrica al cumplimiento de los objetivos vinculantes para 2020 se estima en 15.353 GWh, generados por una potencia instalada acumulada en 2020 de 5.079 MW. El incremento de potencia en el periodo 2011-2020 se estima en 4.447 MW. Hasta 2013 se ha considerado el marco actualmente vigente, que identifica 2.471 MW que entrarán en funcionamiento los próximos años. La estimación de energía generada en este periodo se basa, hasta 2013, en la distribución de plantas con tarifa preasignada, de las cuales un 40% son centrales con acumulación de energía y un 60% son instalaciones sin acumulación de energía. A partir de 2014 se considera que todas las instalaciones incorporan sistemas de almacenamiento de energía, que permitirá su participación en los sistemas de ajuste del sistema y que contribuyan a la gestionabilidad del mismo. Evolución de la energía eólica En la actualidad persisten diversos factores que propician un mayor desarrollo eólico del actual en el horizonte 2020, entre los que destacan tanto la existencia de un amplio potencial eólico todavía sin aprovechar tanto en tierra como mar adentro - plasmado en los ambiciosos objetivos que contemplan las planificaciones energéticas autonómicas-, como los esfuerzos del Operador del Sistema eléctrico español y de la industria eólica -mediante la incorporación de nuevas herramientas de gestión, requisitos de operación y continuas mejoras tecnológicas-,



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para maximizar la penetración eólica en el sistema. (Ver en el anexo 7 el análisis de costes comparativo de una línea de interconexión a 400 kV y una instalación de bombeo).

En este sentido, destaca la necesidad de aumentar la capacidad de interconexión con los sistemas eléctricos de Centroeuropa a través de Francia, tomándose como umbral de referencia una potencia igual al 10 % total de generación eléctrica14. A tales medidas se suman las contempladas para impulsar el despliegue de la energía eólica marina y de la eólica de pequeña potencia en nuestro país. Además, a partir de 2015 se espera que la repotenciación de los parques eólicos suponga una aportación muy significativa a la potencia eólica anual instalada en España. A continuación se sintetiza la evolución esperada en cada campo: Repotenciación de instalaciones eólicas obsoletas: se espera que las repotenciaciones que se realicen hasta el periodo 2015 no alcancen una cuota de mercado por encima del 5 % de la potencia instalada anual. En cambio, en el período 2016-2020, se prevé que la repotenciación de los parques eólicos que se pusieron en marcha a partir de 1998 suponga un aumento progresivo de la cuota de mercado en términos de potencia anual instalada, incluso superando a los parques eólicos en nuevos emplazamientos en tierra a partir de 2019. Eólica Marina: actualmente en España no existe ningún parque eólico marino en servicio. A partir de 2015, se espera que comiencen a entrar en servicio parques eólicos marinos de gran potencia en el litoral español, con un incremento anual de la potencia eólica marina instalada progresivo hasta los 750 MW en 2020, de manera que finalice ese año con unos 3.000 MW eólicos marinos. Eólica de Pequeña Potencia: corresponde ésta a una generación en baja tensión, con una potencia instalada menor de 100 kW. Actualmente empleada para la producción de energía eléctrica para alimentación en zonas aisladas, ya sea de forma individual o complementada en instalaciones mixtas, preferentemente fotovoltaicas. Los costes de instalación por kW es varias veces superior a la de generadores de potencia convencional (en torno a 1 MW). Actualmente no hay desarrollada una reglamentación específica para esta tecnología, y se rigen por la normativa que compete a la generación eólica convencional. En cuanto a potencia instalada, se espera que la potencia en servicio aumente progresivamente desde los 5 MW en 2011 hasta unos 50 MW/año durante 2015 y los siguientes años hasta 2020. Ello totalizaría unos 370 MW en el período 2011-2020. En resumen, se consideran los siguientes objetivos eólicos en el horizonte 2020: Eólica en tierra: 35.000 MW, desglosados en:

• Media y gran potencia: 34.630 MW, incluyendo la repotenciación de los parques eólicos obsoletos.

• Pequeña potencia: 370 MW. Eólica Marina: 3.000 MW.



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Evolución biomasa eléctrica Considerada para el consumo térmico de la industria y realizando una segregación de la evolución de la demanda térmica en los subsectores donde se prevé el uso de cogeneración:

• Pasta, Papel e Impresión • Madera, Corcho y Muebles, incluyendo plantas de palets. • Alimentación, Bebidas y Tabaco

De este estudio se obtiene un incremento de potencia de 225 MW en el año 2020, respecto al año 2008. Respecto a las centrales de generación pura con biomasa, se considera que, en general, serán centrales de tamaño medio o alto, entre 7 MW y 15 MW, con combustibles de cultivos energéticos y restos agrícolas o forestales. Para una media de 10 MW por planta la realización esperada será de 28 plantas hasta 2020, lo que equivale a un incremento de potencia instalada de 283 MW, con una generación de 6.000 horas/año, produciendo 1.696.000 MWh al año de energía eléctrica (145.890 tep/año). Evolución biogás La evolución prevista para las instalaciones de generación eléctrica a partir de biogás tiene en cuenta que el biogás agroindustrial jugará un papel predominante, y que su actual escasa implantación irá aumentando de forma sustancial, hasta suponer más del 50% del total en el año 2020. Evolución RSU y residuos industriales Estas instalaciones eléctricas tienen la particularidad de que cuentan con largos plazos de tramitación administrativa. Según fuentes del MITyC, el crecimiento de la potencia instalada será mucho mayor a partir de 2015. En la tabla 13, a modo de cuadro resumen, se indica la estimación de la contribución de cada una de las fuentes de energía renovable al cumplimiento de los objetivos para el año 2020 en el sector de la electricidad.



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Tabla 13. Estimación de la contribución total (capacidad instalada, generación bruta de electricidad) previsible de cada tecnología de energía renovable en España encaminada al cumplimiento de los objetivos vinculantes para 2020 y la trayectoria intermedia indicativa correspondiente a las cuotas de energía procedente de recursos renovables en el sector de la electricidad 2011-2020.

Fuente de energía renovable MW GWh MW GWh MW GWh MW GWh MW GWh MW GWhEnergía hidroeléctrica 18.220 35.503 18.687 34.617 19.869 35.353 19.909 34.960 19.949 36.023 19.999 36.559

< 1MW 239 893 242 831 244 739 247 677 249 716 251 718

1 MW-10MW 1.534 5.719 1.603 4.973 1.640 4.568 1.665 5.607 1.703 4.592 1.731 4.613

>10 MW 16.447 28.891 16.842 28.813 17.985 30.045 17.997 28.676 17.997 30.716 18.017 31.228de la cual por bombeo 2.727 5.153 2.546 3.640 3.700 5.130 3.700 5.130 3.700 6.577 3.700 6.577

Energía geotérmica 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Energía solar 60 41 4.653 7.561 5.877 9.945 6.949 12.553 7.693 14.570 8.300 16.123

energía fotovoltaica 60 41 4.021 6.417 4.498 7.324 4.921 8.090 5.222 8.709 5.553 9.256energía solar concentrada 0 0 632 1.144 1.379 2.621 2.028 4.463 2.471 5.861 2.746 6.867

Energía hidrocinética, del oleaje, mareomotriz 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Energía eólica 9.918 20.729 20.155 40.978 21.855 43.668 23.555 47.312 24.986 50.753 26.466 53.981

en tierra 9.918 20.729 20.155 40.978 21.855 43.668 23.555 47.312 24.986 50.753 26.416 53.906mar adentro 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 50 75

Biomasa 601 2.653 752 4.517 771 4.655 803 4.876 844 5.151 897 5.499

sólida 449 2.029 596 3.719 604 3.769 624 3.898 653 4.078 692 4.319

biogás 152 623 156 799 167 885 179 978 191 1.073 205 1.180biolíquidos (*) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Total (sin bombeo) 26.072 53.773 41.701 84.034 44.672 88.490 47.516 94.571 49.772 99.921 51.962 105.586de las cuales en cogeneración 177 747 246 1.462 250 1.501 254 1.532 266 1.604 287 1.724

2013 20142005 2010 2011 2012

Fuente de energía renovable MW GWh MW GWh MW GWh MW GWh MW GWh MW GWhEnergía hidroeléctrica 20.049 36.732 22.109 37.566 22.169 38.537 22.229 38.443 22.289 38.505 22.362 39.593

< 1MW 253 715 256 760 259 765 262 743 265 819 268 803

1 MW-10MW 1.764 4.617 1.796 4.398 1.828 4.712 1.855 4.856 1.882 5.024 1.917 5.477

>10 MW 18.032 31.399 20.057 32.408 20.082 33.060 20.112 32.844 20.142 32.662 20.177 33.314de la cual por bombeo 3.700 6.577 5.700 8.023 5.700 8.023 5.700 8.023 5.700 8.023 5.700 8.023

Energía geotérmica 0 0 0 0 0 0 10 60 30 180 50 300

Energía solar 8.966 17.785 9.700 19.649 10.508 21.741 11.394 24.088 12.371 26.719 13.445 29.669

energía fotovoltaica 5.918 9.872 6.319 10.565 6.760 11.345 7.246 12.222 7.780 13.208 8.367 14.316energía solar concentrada 3.048 7.913 3.381 9.084 3.747 10.397 4.149 11.866 4.592 13.511 5.079 15.353

Energía hidrocinética, del oleaje, mareomotriz 0 0 10 22 30 66 50 110 75 165 100 220

Energía eólica 27.997 57.086 29.778 60.573 31.708 64.483 33.639 68.652 35.819 73.197 38.000 78.254

en tierra 27.847 56.786 29.278 59.598 30.708 62.238 32.139 64.925 33.569 67.619 35.000 70.502mar adentro 150 300 500 975 1.000 2.245 1.500 3.727 2.250 5.577 3.000 7.753

Biomasa 965 5.962 1.048 6.510 1.149 7.171 1.265 7.931 1.410 8.876 1.587 10.017

sólida 745 4.660 810 5.066 887 5.545 972 6.074 1.073 6.699 1.187 7.400

biogás 220 1.302 238 1.444 262 1.626 293 1.858 337 2.177 400 2.617biolíquidos (*) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Total (sin bombeo) 54.277 110.988 56.945 116.297 59.863 123.975 62.887 131.261 66.294 139.619 69.844 150.030de las cuales en cogeneración 310 1.866 335 2.014 359 2.160 385 2.317 403 2.428 423 2.551

2017 2018 2019 20202015 2016


De acuerdo con la Directiva 2009/26/CE, en su artículo 5, apartado 3, la electricidad generada cada año en centrales hidroeléctricas y eólicas se encuentra normalizada, según las fórmulas de normalización establecidas en el Anexo II de dicha Directiva. (*). Téngase en cuenta únicamente aquellos que cumplen los criterios de sostenibilidad. Véase artículo 5, apartado 1, último párrafo, de la directiva 2009/28/CE.



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9.- ESTUDIO DE LA RENTABILIDAD DE LOS PRINCIPALES SISTEMAS DE PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA CON FUENTES RENOVABLES En este apartado se realiza un estudio económico de la rentabilidad de las instalaciones de producción de energía eléctrica en régimen especial, en las tecnologías de generación eólica, hidráulica, solar termoeléctrica y solar fotovoltaica, por se aquellas que tienen una mayor contribución dentro de la estructura de generación renovable, en la actualidad y en la previsión para los próximos años. La contribución de estas tecnologías al total de generación eléctrica para 2020, se estima, según fuentes del MITyC en los siguientes porcentajes:

• Energía eólica: 20 %. • Hidráulica: 8,3 %. • Solar termoeléctrica: 3,8 %. • Solar fotovoltaica: 3,6 %.

Para el citado análisis se estudiarán los costes de inversión necesarios para la construcción de las instalaciones, los costes de mantenimiento y las retribuciones actuales de producción de energía eléctrica según el marco retributivo actual. De manera que se pueden obtener datos de rentabilidad de las instalaciones, que permitan hacer una valoración de la viabilidad económica de las mismas atendiendo al marco retributivo actual. Se han tomado las siguientes instalaciones, que pueden considerarse representativas, por su potencia instalada y por la tecnología empleada, y representativas desde el punto de vista del volumen de la inversión necesaria. 1.- Parque Eólico de 34 MW. Con máquinas de 2,0 MW. 2.- Planta Solar Fotovoltaica de 12 MW, dotada de sistema de seguimiento solar. Para esta instalación se realiza una comparativa entre el marco retributivo a día de hoy (RD. 1578/2008) y el marco retributivo anterior para esta tecnología (RD. 661/2007). 3.- Planta Termosolar de 50 MW, de colectores cilindro parabólicos y sistema de almacenamiento de energía térmica. 4.- Mini hidráulica de 5 MW, tipo fluyente. Se ha elegido esta instalación, que entra dentro del hidráulica de régimen especial de generación y con un coste de inversión moderado.



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9.1.- MÉTODOS DE ANÁLISIS ECONÓMICO UTILIZADOS Para la valoración de las inversiones de las instalaciones propuestas en este estudio utilizaremos los modelos de valor actual neto (VAN), la tasa interna de rentabilidad (TIR) y el plazo de recuperación de la inversión (o pay-back). Estos modelos o métodos se definen a continuación: Valor actual neto (VAN) Por valor actual neto de una inversión se entiende la suma de los valores actualizados de todos los flujos netos de caja esperados del proyecto, deducido el valor de la inversión inicial. El VAN mide la deseabilidad de un proyecto en términos absolutos. Calcula la cantidad total en que ha aumentado el capital como consecuencia del proyecto, actualizado al momento en que se realiza la inversión. Dada unas cantidades Ct y una tasa de descuento r, el VAN de un proyecto que se ejecuta en el momento 0 se mide mediante la función: m

VAN (Ct,r) = ∑ Ct/ (1+r) t – C0. t=1 Siendo:

t = 1..m, el número de periodos considerados. Ct = Flujo de caja para el periodo t. r = tasa de interés o tasa de descuento. C0 = Capital inicial invertido.

La única dificultad para hallar el VAN consiste en fijar el valor para la tasa de interés o tasa de descuento, existiendo diferentes alternativas. Entre las distintas opciones para fijar el valor de la tasa de descuento, se puede tomar como referencia: el coste de la deuda, si el proyecto se financia en su totalidad mediante préstamo o capital ajeno. En este trabajo se ha tomado en todos los casos una tasa de descuento del 7 %. La principal ventaja de este método es que al homogeneizar los flujos netos de Caja a un mismo momento de tiempo (t=0), reduce a una unidad de medida común cantidades de dinero generadas (o aportadas) en momentos de tiempo diferentes. Tasa de rentabilidad interna (TIR) La T.I.R. es un indicador de rentabilidad relativa del proyecto y determina la tasa de crecimiento del capital. Cuanto mayor sea, mayor será la rentabilidad del proyecto. Se define como: Aquella r, tal que el VAN(Ct, r) = 0;

El criterio que puede utilizarse para la valoración de la idoneidad del proyecto es que la TIR sea mayor que la tasa de descuento.



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Plazo de Recuperación, Plazo de Retorno, o Pay-Back Es el número de años que la empresa tarda en recuperar la inversión. Es el periodo de tiempo o número de años que necesita una inversión para que los flujos netos de caja, igualen al capital invertido. Para un capital invertido en el momento 0, C0 y unos flujos de caja Ct, para los periodos t=1,2…m, se define como el primer periodo t, en el que la relación m

PB (Ct, t) = C0/ ∑Ct ≤ 0. t=1

9.2.- MARCO RETRIBUTIVO Se toma de referencia el régimen jurídico y económico que se establece en el Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial. Para el caso de instalaciones fotovoltaicas, el Real Decreto 1578/2008, de 26 de septiembre, de retribución de la actividad de producción de energía eléctrica mediante tecnología solar fotovoltaica para instalaciones posteriores a la fecha límite de mantenimiento de la retribución del Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, para dicha tecnología. Es decir, todas aquellas instalaciones fotovoltaicas con fecha de inscripción en el registro administrativo de instalaciones de producción en régimen especial posteriores al 29 de septiembre de 2008. A continuación se recoge un extracto de los aspectos de mayor interés de esta normativa: Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial. Este real decreto establece el marco económico desarrollando los principios recogidos en la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico, garantizando a los titulares de las instalaciones en régimen especial una retribución razonable para sus inversiones y a los consumidores eléctricos una asignación también razonable de los costes imputados al sistema eléctrico. Los artículos más relevantes para nuestra actividad son: Artículo 2. Ámbito de aplicación. 1. Podrán acogerse al régimen especial establecido en este real decreto las instalaciones de producción de energía eléctrica contempladas en el art. 27.1 de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre. Dichas instalaciones se clasifican en las siguientes categorías, grupos y subgrupos, en función de las energías primarias utilizadas, de las tecnologías de producción empleadas y de los rendimientos energéticos obtenidos…. Artículo 17. Derechos de los productores en régimen especial. …. c) Percibir por la venta, total o parcial, de su energía eléctrica generada neta en cualquiera de las opciones que aparecen en el art. 24.1, la retribución prevista en el régimen económico de este real decreto. El derecho a la percepción de la tarifa regulada, en su caso, prima, estará supeditada a la inscripción definitiva de la instalación en el Registro de instalaciones de



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producción en régimen especial dependiente de la Dirección General de Política Energética y Minas, con anterioridad a la fecha límite establecida en el artículo 22. Artículo 24. Mecanismos de retribución de la energía eléctrica producida en régimen especial. 1. Para vender, total o parcialmente, su producción neta de energía eléctrica, los titulares de instalaciones a los que resulte de aplicación este real decreto deberán elegir una de las opciones siguientes:

a) Ceder la electricidad al sistema a través de la red de transporte o distribución, percibiendo por ella una tarifa regulada, única para todos los periodos de programación, expresada en céntimos de euro por kilovatio-hora.

b) Vender la electricidad en el mercado de producción de energía eléctrica. 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, en su caso, por una prima en céntimos de euro por kilovatio-hora.

Artículo 25. Tarifa regulada. La tarifa regulada a que se refiere el artículo 24.1.a) consiste en una cantidad fija, única para todos los periodos de programación, y que se determina en función de la categoría, grupo y subgrupo al que pertenece la instalación, así como de su potencia instalada y, en su caso, antigüedad desde la fecha de puesta en servicio, en los artículos 35 al 42 del presente real decreto. Artículo 27. Prima. 1. La prima a que se refiere el art. 24.1.b) consiste en una cantidad adicional al precio que resulte en el mercado organizado o el precio libremente negociado por el titular o el representante de la instalación. …… 2. …. La prima a percibir en cada hora, se calcula de la siguiente forma. i. Para valores del precio del mercado de referencia más la prima de referencia comprendidos entre el límite superior e inferior establecidos para un determinado grupo y subgrupo, el valor a percibir será la prima de referencia para ese grupo o subgrupo, en esa hora.

… iv. Para valores del precio del mercado de referencia superiores o iguales al límite superior, el valor de la prima a percibir será cero a esa hora. Artículo 29. Complemento por energía reactiva.

1. Toda instalación acogida al régimen especial, en virtud de la aplicación de este real decreto, independientemente de la opción de venta elegida en el art. 24.1, recibirá un complemento por energía reactiva por el mantenimiento de unos determinados valores de factor de potencia. Este complemento se fija como un porcentaje, en función del factor de potencia con el que se entregue la energía del valor de 7,8441 c€/kWh, que será revisado anualmente. Dicho porcentaje, se establece en el anexo V del presente real decreto.

2. ……. Disposición adicional novena. Plan de energías renovables 2011-2020. Durante el año 2008 se iniciará el estudio de un nuevo Plan de Energías Renovables para su aplicación en el periodo 2011-2020. La fijación de nuevos objetivos para cada área renovable



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y, en su caso, limitaciones de capacidad, se realizará de acuerdo con la evolución de la demanda energética nacional, el desarrollo de la red eléctrica para permitir la máxima integración en el sistema en condiciones de seguridad de suministro. Los nuevos objetivos que se establezcan se considerarán en la revisión del régimen retributivo para el régimen especial prevista para finales del año 2010. Real Decreto 1578/2008, de 26 de septiembre, de retribución de la actividad de producción de energía eléctrica mediante tecnología solar fotovoltaica para instalaciones posteriores a la fecha límite de mantenimiento de la retribución del RD 661/2007, de 25 de mayo, para dicha tecnología. Los artículos más relevantes para nuestra actividad: Artículo 2. Ámbito de aplicación. El presente real decreto será de aplicación a las instalaciones del grupo b.1.1. del artículo 2 del Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, instalaciones de tecnología fotovoltaica, que obtengan su inscripción definitiva en el Registro administrativo de instalaciones de producción en régimen especial dependiente de la Dirección General de Política Energética y Minas con posterioridad al 29 de septiembre de 2008. Artículo 3. Tipología de instalaciones. A efectos de lo dispuesto en el presente real decreto las instalaciones del subgrupo b.1.1 del artículo 2 del Real Decretro 661/2007, de 25 de mayo, se clasifican en dos tipos: a) Tipo I. Instalaciones que estén ubicadas en cubiertas o fachadas de construcciones fijas, cerradas, hechas de materiales resistentes, dedicadas a uso residencial, de servicios, comercial o industrial, incluidas las de carácter agropecuario. O bien, las instalaciones que estén ubicadas sobre estructuras fijas de soporte que tengan por objeto un uso de cubierta de aparcamiento o de sombreamiento, en ambos casos de áreas dedicadas a alguno de los usos anteriores, y que se encuentren ubicadas en una parcela con referencia catastral urbana. Las instalaciones de este tipo se agrupan, a su vez, en dos subtipos: Tipo I.1: instalaciones de tipo I, con una potencia inferior o igual a 20 kW. Tipo I.2: instalaciones de tipo I, con una potencia superior a 20 kW. b) Tipo II. Instalaciones no incluidas en el tipo I anterior. Artículo 4. Registro de preasignación de retribución. 2. Para tener derecho a retribución recogida en este real decreto, será necesaria la inscripción, con carácter previo, de los proyectos de instalación o instalaciones en el Registro de preasignación de retribución. 3. Las inscripciones en el Registro de preasignación de retribución, irán asociadas a un periodo temporal que se denominará en lo sucesivo, convocatoria, dando derecho a la retribución que quede fijada en dicho periodo temporal. Artículo 5. Cupos de potencia. 1. A efectos de lo dispuesto en el presente real decreto, para cada convocatoria de inscripción en el Registro de preasignación de retribución se establecerá unos cupos de potencia por tipo y subtipo que estarán constituidos por las potencias base, y en su caso, las potencias adicionales traspasadas o incorporadas de acuerdo a lo dispuesto en el apartado 4 de este



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artículo y al anexo IV. ….. 4. Se establece el mecanismo de traspaso de potencia adicional a la potencia base para la convocatoria siguiente recogido en el anexo IV de este real decreto, cuando no se cubra alguno o todos los cupos de potencia de una convocatoria. 5. El Ministerio de Industria, Turismo y Comercio publicará en su página web, con anterioridad al cierre de cada convocatoria, los cupos de potencia para cada una de tipos y subtipos, así como los valores de las tarifas reguladas que les sean de aplicación. Artículo 10. Potencia de los proyectos. 1. La potencia máxima de los proyectos o instalaciones que sean inscritos en el Registro de preasignación de retribución no podrá superar los 2 MW o los 10 MW para instalaciones de tipo I o II del artículo 3 de este real decreto, respectivamente. 2. A los efectos de la determinación del régimen económico establecido en el presente real decreto, se considerará que pertenecen a una única instalación o un solo proyecto, según corresponda, cuya potencia será la suma de las potencias de las instalaciones unitarias de la categoría b.1.1, las instalaciones o proyectos que se encuentren en referencias catastrales con los catorce primeros dígitos idénticos….. Artículo 11. Tarifas. 1. Los valores de la tarifa regulada correspondientes a las instalaciones del subgrupo b.1.1 del artículo 2 del Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, que sean inscritas en el registro de preasignación asociadas a la primera convocatoria serán los indicados en la tabla 14:

Tabla 14. Valores de tarifa regulada para instalaciones del subgrupo b.1.1, del art. 2 RD. 661/2007

Tipología c€/kWh

Subtipo I.1 34,00 Tipo I

Subtipo I.2 32,00 Tipo II. 32,00

Artículo 12. Actualización de tarifas. Los valores recogidos en el artículo 11 serán objeto de las actualizaciones previstas en el artículo 44.1 del Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, para las instalaciones del subgrupo b.1.1, a partir del día 1 de enero del segundo año posterior al de la convocatoria en que sean fijados. Los datos publicados por el ministerio de industria, turismo y comercio, a fecha julio de 2010, para la Preasignación de la retribución Fotovoltaica para el tercer trimestre de 2010, se indican en la tabla 15:

Tabla 15. Cupos y tarifa para instalaciones del subgrupo b.1.1. para el tercer trimestre 2010

Tipo Cupo (MW) Inscrito (MW) c€/kWh Tipo I.1 < 20 kW 6,675 33,0597 Tipo I.2 > 20 kW 61,64 29,5200

Tipo II. 52,105 26,5509 Fuente. Informe de precios energéticos regulados. Nº. 2. Año 2010. IDAE



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9.2.1.- CRITERIO PARA LA ASIGNACIÓN DEL PRECIO DE VENTA DE LA ENERGÍA Con objeto de fijar un criterio adecuado a la hora de establecer un importe a la retribución de la energía, según las distintas tecnologías que se estudian, se realiza un estudio del comportamiento de los precios desde el año 2007 hasta junio de 2010 para las tecnologías de producción de energía eléctrica en régimen especial, considerando el número de instalaciones, cantidad de energía que va a mercado y a tarifa, y precios medios en el mercado mayorista y de tarifa. Estos datos figuran en el anexo nº. 4, del que se extrae un extracto que se muestra en la tabla 16, con los precios de mercado, precios a tarifa y precio medio de cada año.

Tabla 16. Evolución de los precios de venta de energía en régimen especial periodo 2007-2010.

AñoPrecio medio mercado

c€/kWPrecio medio tarifa

c€/kWPrecio medio año

c€/kW

2007 7,908 6,403 7,8142008 10,291 6,883 10,0412009 8,058 7,823 8,0502010 6,871 7,455 6,893




c€/kW2007 8,114 7,309 7,7402008 10,326 7,983 9,6132009 7,897 8,594 8,0882010 6,849 8,225 7,298




c€/kW2007 29,971 43,459 43,3952008 33,284 45,236 45,3212009 30,929 46,911 46,7432010 45,826 45,826




c€/kW2010 29,922 28,492 29,876

Tecnología Eólica

Tecnología Hidráulica

Tecnología Solar Fotovoltaica

Tecnología Termosolar

Fuente. CNE

Del análisis de los datos anteriores se puede concluir, que en los últimos años la tendencia del precio del mercado es a la baja, tras un repunte en los precios en el año 2008 por encima de los precios de tarifa regulada (excepto para la energía solar fotovoltaica). Los precios de mercado para el año 2010, según los datos a mes de junio, ver la tabla 12, están por debajo de los precios de tarifa regulada, excepto para la tecnología termosolar, en que el precio del mercado es ligeramente superior. Para el estudio de viabilidad de las instalaciones, se tomará el precio de venta de energía según la opción de precio de tarifa regulada para cada una de las instalaciones. Estos precios están publicados por el Ministerio de Industria, Turismo y Consumo, en su Informe de precios



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energéticos regulados. Nº. 2. Año 2010. IDAE. Instituto para la diversificación y ahorro de la energía, que se recoge en la tabla 4 del presente trabajo. Dado que estos precios son actualizados y publicados por el Ministerio de Industria, Turismo y Consumo; para los años sucesivos al 2010, se tomará de referencia el precio de 2010 actualizado según el porcentaje de variación habido entre los precios fijados en el RD. 661/97, y los recogidos en el citado informe. Para el caso de la tecnología fotovoltaica, regulada por el RD. 1578/2008, al fijarse el precio de la tarifa en función de los cupos de potencia establecidos para cada tipo de instalación, se tomará el precio fijado para las instalaciones con registro de preasignación correspondientes al tercer trimestre de 2010, y se le aplicará el mismo porcentaje de actualización de la prima que para el resto de tecnologías estudiadas. La tasa de variación para cada una de las tecnologías se muestra en la tabla 17.

Tabla 17. Tasa de variación en los precios de venta de energía a tarifa para régimen especial.

Tecnología Precio Inicial RD. 661/97

o RD. 1578/2008 Precio actualizado

s/Informe julio 2010 IDAE Porcentaje de variación

Eólica 7,3228 7,7471 5,79% Hidráulica (≤ 10MW) 7,8000 8,2519 5,79% Solar fotovoltaica P≤ 100 kW, s/RD. 661/1997

44,0381 46,5897 5,79%

Solar Fotovoltaica (10 MW<P≤50 MW), s/RD. 1578/2008

32,00 26,5509 -17,03%

Termosolar 26,9375 28,4983 5,79% De este modo, aplicando dicho porcentaje de 5,79% desde la publicación del RD. 661/1997, hasta la publicación de precios actualizados en julio de 2010, se puede decir que es un porcentaje acumulado a 3 años. Lo que corresponde a un incremento del precio de venta de la energía de 1,93% anual.

9.3.- ASPECTOS TÉCNICOS Y ECONÓMICOS DE LA INSTALACIÓN Para cada una de las instalaciones se indicarán las características técnicas de mayor interés que las definen, como son:

- Potencia instalada (MW). - Tecnología empleada. - Inversión necesaria (€). - Intensidad de la inversión (€/kW). - Vida útil (años). - Producción (MWh/año).

Así como datos asociados a la explotación y otros:

- Tipo de facturación: tarifa regulada o mercado. En nuestro caso hacemos el estudio en todos los casos con el dato de tarifa regulada.

- Precio de venta de energía según marco retributivo actual (c€/kWh). RD. 661/2007, y RD. 1578/2008.

- Complementos por energía reactiva o servicios de ajuste del sistema. No se consideran.



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- Gastos de explotación anuales y otros. Se indican en cada caso. - Periodo de amortización de las instalaciones: 12 años para todos los casos. - IPC: + 2,5 % anual. - Precio de venta de energía: +1,93% anual. - Impuestos: se estima una tasa del 35 %.

Para todas las instalaciones se ha indicado un coste de promoción, excepto en la instalación mini hidráulica que se ha tomado como punto de partida un ratio medio de inversión. Los costes de promoción se han estimado como un 5 % de la inversión, y comprende los conceptos siguientes:

- Identificación del lugar de ubicación. - Primeros informes (ambientales, urbanísticos, catastros, etc.). - Convenio propietarios. - Estudio del recurso eólico, fotovoltaico, etc.. - Estudios económicos. - Anteproyecto ó plan eólico estratégico. - Publicaciones (boletines, periódico). - Tasas. Tramitación expediente. - Estudio implantación parque. - Proyectos ejecución. - Seguimiento expediente. - Tasas declaración utilidad pública. - Publicación autorización. - Servidumbre de línea eléctrica. - Gestión servidumbre de línea eléctrica. - Gestión servidumbre de línea eléctrica. - Firmas de contratos, abogados, avales, etc. - Licencia de obras. - Licencia de actividad. - Dirección de obra. - Tasas transporte carreteras. - Registro industrial. - Tasas régimen especial. - Impuesto actividades económicas. - Contratos y gastos de financiación. - Seguros. - Etc..

Por otro lado se quiere reflejar que el periodo de madurez para instalaciones de cierta potencia, suele ser medianamente elevado y oscila entre los 2 y 5 años aproximadamente. Desde que se estudia la oportunidad de negocio en la inversión hasta que el parque, planta o central se pone en marcha y comienza la explotación de la misma, se hace necesaria multitud de gestiones, acuerdos y tramitaciones con la administración, agentes de compañías eléctricas y operador del sistema en algunos casos, entre otros, además del propio desarrollo técnico y constructivo del proyecto. En la figura 17, se distinguen las distintas fases de que consta un proyecto de inversión de este tipo, los tiempos estimados de cada una de ellas y las actividades más destacables que comprende.



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Fase 1. Estudios previos Fase 2.Gestión administrati va Fase 3. ConstrucciónFase 4. Puesta en servicio y

explotación

Estudio del recurso (eólico, solar, hidrológico…)

Anteproyectos o proyectos básicos para legalización

Ingeniería de construcción y detalle. Planta, parque, subestación, línea eléctrica.

Pruebas previas de las instalaciones, a la puesta en servicio.

Orografía, accesos, punto de conexión red,etc..

Permisos y autorizaciones: Solicitud de ofertas para construcción.

Datos de punto de medida para facturación.

Estudio de viabilidad técnica y económica.

Autorización administrativa y aprobación proyectos de ejecución.

Solicitud oferta fabricantes y suministradores equipos principales.

Contrato de compra-venta de energía.

Creación de la sociedad. Evaluación impacto ambiental. Informe favorable.

Adjudicación trabajos de construcción y equipos.

Solicitud de acta de puesta en marcha

Consecución de la financiación. Licencia de obras. Construcción parque, planta o central.

Energización instalaciónes de evacuación, subestación, línea AT

Acuerdos con ayuntamientos y organismos locales.

Construcción subestación eléctrica.

Pruebas al parque, planta…

Condicionantes autonómicos y locales.

Construcción línea AT. Inicio explotación.

Tramitación de terrenos:Propiedad.Alquiler (vida útil de la instalación).Acuerdos con propietarios.Expropiación (declaración utilidad pública).Limitaciones de uso o paso.Presiones vecinales.Punto de conexión a la red. Solicitud de acceso a la red de la compañía distribuidora o REE.Registro régimen especial.

6 meses a 1 año y medio 6 meses a 1 año 1 a 2 años 1 a 3 meses

Figura 17. Etapas en la realización de un proyecto hasta su puesta en marcha. Fuente. Elaboración propia.



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9.4.- ESTUDIO RENTABILIDAD DE PARQUE EÓLICO TERRESTRE DE 34 MW La instalación corresponde con la de un parque eólico terrestre de una potencia total de 34 MW, compuesto por 17 aerogeneradores de 2,0 MW de potencia unitaria, que se conectan a la red de distribución de la zona a la tensión de 66 kV. Es necesario la construcción de Subestación Eléctrica MT/66 kV y línea eléctrica de la misma tensión hasta punto de conexión. La orografía del terreno normal. El número de horas equivalentes para este parque se toma en 2235 h netas (2500 h brutas). La hora equivalente es el parámetro de caracterización del aprovechamiento de la energía eólica. Constituye la relación entre el tiempo de funcionamiento de la máquina y su potencia nominal. Los mejores emplazamientos eólicos ocupados en España registran una media de funcionamiento de 253015 horas equivalentes anuales, y hay emplazamientos instalados de 2000 horas equivalentes, e incluso menores. Los condiciones que se buscan en los emplazamientos, es la de un número de horas equivalentes netas o facturables por encima de 2100 h. No obstante, es necesario realizar un estudio particular en cada caso, del recurso eólico y la inversión del proyecto, con objeto de valorar la viabilidad económica del mismo. Para el número de horas equivalentes del parque, la producción eléctrica anual es de 75,99 GWh.

Pueden considerarse los siguientes costes de explotación en un parque eólico16:

- Operación y mantenimiento de aerogeneradores. De 8 a 14 € MWh. Incluye: � Operación. � Mano de obra. � Medios auxiliares. � Repuestos. � Soporte técnico del fabricante de aerogeneradores.

- Operación y mantenimiento de la infraestructura eléctrica. De 30.000 a 60.000 €/año. Incluye:

� Maniobras AT. � Disponibilidad 24 h para intervención. � Reparación de averías. � Trabajos por administración. � Repuestos.

- Mantenimiento de viales. De 20.000 a 45.000 €/año. Una vez concluido el periodo de lluvias. Incluye:

� Nivelación. � Compactado. � Limpieza y rehabilitación de cunetas.

- Seguimiento medioambiental. Tiene unos costes muy variables dependiendo del emplazamiento y de las CCAA. De 24.000 a 125.000 €/año. Incluye:

� Seguimiento de la avifauna. � Control de ruidos. � Control sobre calidad de las aguas. � Revegetación. � Mantenimiento de los pastos.



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� Gestión de residuos (aceites). � Desmantelamiento de la instalación al final de la vida útil.

- Arrendamientos de terrenos. De 0,15% a 0,45% de la facturación. Pueden existir dos modalidades; coste fijo por aerogenerador o por porcentaje del ingreso.

- Seguros. En torno a 0,30% a 0,45% según la inversión. Puede incluir: � Avería de la máquina. � Pérdida de beneficio. � Lucro cesante por avería en clientes. � Robo. � Responsabilidad civil.

- Gastos de gestión del parque por parte de la empresa. De 60.000 a 80.000 €/año. Incluye:

� Gastos de personal. Jefe de explotación. � Gestión del parque. � Compra de energía.

El resumen de costes de explotación se muestra en la tabla 18.

Tabla 18.Resumen costes de explotación de un parque eólico.

Concepto Coste medio Coste para estudio Operación y mantenimiento de aerogeneradores 8 a 14 €/MWh 9 €/MWh Operación y mantenimiento de infraestructura eléctrica

30.000 a 60.000 €/año 42.000 €/año

Mantenimiento de viales 20.000 a 45.000 €/año 30.000 €/año Seguimiento medioambiental 24.000 a 125.000 €/año 40.000 €/año Seguros 0,30% a 0,45% inversión 0,30% inversión Gestión del parque 60.000 a 80.000 €/año 70.000 €/año Arrendamientos de terrenos 0,15% a 0,45% facturación

anual 0,45 %

Para el caso de estudio, los costes se detallan en la tabla 19.

Tabla 19.Resumen costes de explotación de parque eólico de 34 MW.

Concepto Coste para estudio (€)

Operación y mantenimiento de aerogeneradores 683.910 Operación y mantenimiento de infraestructura eléctrica 42.000 Mantenimiento de viales 30.000 Seguimiento medioambiental 40.000 Seguros 120.981 Gestión del parque 70.000 Arrendamientos de terrenos 26.492 Total costes explotación parque 34 MW 1.013.383

Las características técnicas del parque y los datos tomados para el estudio se exponen en la tabla 20.



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Tabla 20.Datos generales parque eólico terrestre 34 MW.

Número de aerogeneradores 17Potencia unitaria, MW 2Altura torre, m 78Longitud pala, m 44Potencia total, MW 34Número de horas equivalentes brutas, h 2.500Número de horas equivalentes netas, h 2.235Tensión infraestructura evacuación, kV 66Conexión a red mediante línea 66 kV, km 10

DATOS DE EXPLOTACIÓNProducción eléctrica anual, GWh 75,99Costes de explotación anuales, € 1.013.383Vida útil, años 20Inversión necesaria, € 40.326.987Intensidad de la inversión, €/kW 1.186

DATOS GENERALES PARQUE EÓLICO TERRESTRE 34 MW

Los datos de venta de energía son los que se muestran a continuación: Tipo de facturación Tarifa regulada s/ RD. 661/2007 Precio de venta de la energía * 7,7471 c€/kWh Nota*: según datos del MITyC a mes de julio 2010, grupo b.2.1. en tierra, para los primeros 25 años. El presupuesto de construcción del parque eólico se muestra en la tabla 21.



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Tabla 21. Presupuesto de construcción parque eólico terrestre 34 MW.

Concepto medición ud. p/u (€) Subtotal (€)1.- Promoción 1.920.332,70Costes de promoción (5 % coste construcción) 1 pa 1.920.333 1.920.332,70

2.- Obra Civil 4.080.770,00Accesos 1 pa 417.483 417.483,00Caminos de servicio 1 pa 451.320 451.320,00Zapatas 1 pa 2.610.748 2.610.748,00Plataformas 1 pa 143.341 143.341,00Edificio 1 pa 156.263 156.263,00Zanjas 1 pa 239.328 239.328,00Protección Ambiental 1 pa 62.287 62.287,00

3.- Aerogeneradores 31.699.985,00Aerogenerador tipo G90, potencia unitaria 2,0 MW, incluido montaje. 17 ud 1.864.705 31.699.985,00

4.- Red MT del Parque 987.803,05CT Aero compuesto por: 17 ud 29.156 495.646,05Celda 20 kV entrada-salida y protección trafoTransformador 0,69/20 kV, 2.100 kVA.Puentes ATPuentes BTToma de tierraLínea MT, compuesta por 492.157,00Conductor Al, RHV 12/20 kV 1 pa 380.801 380.801,00Fibra óptica 1 pa 83.661 83.661,00Red de toma de tierras 1 pa 27.695 27.695,00

7.- Subestación 66/20 kV 886.826,00Obra civil parque 1 pa 105.700,00 105.700,00Edificio 1 pa 194.225,00 194.225,00Instalación interior edificio 1 pa 4.808,00 4.808,00Seccionador tripolar 1 pa 5.409,00 5.409,00Interruptor tripolar SF6 1 pa 22.838,00 22.838,00Trafos de protección, medida y equipo de medida 1 pa 66.110,00 66.110,00Pararrayos 1 pa 7.012,00 7.012,00Trafo de potencia 66/20 kV, 40 MVA 1 pa 220.000,00 276.476,00Embarrados 1 pa 9.015,00 9.015,00Estructura metálica 1 pa 20.434,00 20.434,00Celdas 20 kV 1 pa 72.121,00 72.121,00Red de tierras 1 pa 6.900,00 6.900,00Servicios auxiliares 1 pa 21.035,00 21.035,00Sistema de control y protecciones 1 pa 62.134,00 62.134,00Equipo rectificador 1 pa 7.200,00 7.200,00Material de seguridad 1 pa 5.409,00 5.409,00

8.- Línea eléctrica 66 kV, S.C. LA-380, 10 km 751.270,00Compuesto por: 10 km 75.127,00 751.270,00Caminos de accesoExcavación de pozosCimentacionesSuministro, armado, izado de poyosConductores, tendido y regulado, herrajes.Total presupuesto construcción parque eólico 38.406.654,05 €Total presupuesto parque eólico 40.326.986,75 €

PRESUPUESTO CONSTRUCCIÓN PARQUE EÓLICO 34 MW

El estudio de rentabilidad del parque se adjunta en el anexo 5. Los datos más relevantes del estudio se indican a continuación.



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Inversión:TIR:VAN (r=7%):Pay-back:

40.326.987 €9,31%

7.463.633 €8 años y 10 meses

En la figura 18 se indican para el parque eólico considerado, los flujos de caja acumulados desde el año 0, que representa la inversión inicial y los sucesivos años a lo largo de la vida útil de la instalación.

-40.327-35.983

-31.581-27.122

-22.602-18.023

-13.381-8.677

9235.821

10.78715.821

19.74823.746

27.81631.960

36.17840.471

44.84249.291

-3.910

-50.000

-40.000

-30.000

-20.000

-10.000

0

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

Años

Val

or m

iles

€

Flujos de caja acumulados Flujos de caja anuales

Figura 18. Evolución de los flujos de caja acumulados para proyecto parque eólico 34 MW.



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9.5.- ESTUDIO RENTABILIDAD DE PLANTA SOLAR FOTOVOLTAICA 12 MW La instalación corresponde con la de una planta solar fotovoltaica de potencia total 12 MW, instalada sobre suelo, dotada con sistema de seguimiento del sol y compuesta de 56.818 paneles fotovoltaicos de 221 Wp cada uno, sobre un total de 480 seguidores. Red de Media Tensión de la Planta a 20 kV, con punto de conexión a la Red en 66 kV. Siendo necesaria la construcción de Subestación Eléctrica 66/MT y línea de 66 kV para la evacuación de la planta. Punto de medida en 66 kV. La producción eléctrica anual se estima en 24,444 GWh, datos que se obtienen mediante software de simulación, con los datos de ubicación, datos técnicos y constructivos de la planta. Los costes de mantenimiento y explotación están asociados principalmente a los siguientes conceptos:

- Operación y mantenimiento. Incluye repuestos, consumibles y gastos de personal - Seguros y asesoría. - Vigilancia. Corresponde con la contratación del servicio de vigilancia por parte de una

empresa de seguridad. Las características técnicas de la planta y los datos tomados para el estudio se exponen en la tabla 22.

Tabla 22. Datos generales planta solar fotovoltaica 12 MW.

Número de seguidores 480Número de paneles fotovoltaicos 56.818Potencia unitaria por panel, Wp 221Potencia instalada en el total de paneles, Wp 12.556.800

Superficie total de los paneles, m2 92.270Tensión infraestructura evacuación, kV 66Conexión a red mediante línea 66 kV, km 10

DATOS DE EXPLOTACIÓNProducción eléctrica anual, GWh 24,444Costes de explotación anuales, € 477.000Vida útil, años 25Inversión necesaria, € 55.515.990Intensidad de la inversión, €/kW 4.626

DATOS GENERALES PLANTA FOTOVOLTAICA 12 MW

Pueden considerarse como costes de explotación de la planta solar17 los indicados en la tabla 23:

Tabla 23. Costes de explotación planta solar fotovoltaica 12 MW.

Concepto Importe (€)Operación y mantenimiento, 31.000 €/MW 372.000Seguros y asesoría, 3500 €/MW 42.000Vigilancia 63.000Total 477.000

Costes de explotación de planta solar fotovoltaica



53

La estimación de la producción de energía eléctrica, realizada a través de software para la planta, se refleja en la tabla 24.

Tabla 24. Estimación de la producción de energía eléctrica de la planta solar fotovoltaica 12 MW.

Datos simulación en número de paneles 960

Superficie total, m2 1.559Energía producida, MWh/año 413Relación de producción, kWh*año/kWp 1.949Número total de paneles instalados en la planta, ud 56.818Total producción eléctrica, MWh/año 24.444

Estimación de la producción energía eléctrica planta solar

Los datos de venta de energía son los que se muestran a continuación: Tipo de facturación Según RD. 1578/2008 Precio de venta de la energía, tipo II* 26,5509 c€/kWh Nota*: según datos del MITyC a mes de julio 2010, Preasignación de la retribución fotovoltaica 3º trimestre 2010.

El presupuesto de construcción de la planta solar fotovoltaica se muestra en la tabla 25.

Tabla 25. Presupuesto de construcción de la planta solar fotovoltaica 12 MW.

Concepto medición ud. p/u (€) Subtotal (€)1.- Adquisición de terrenos y promoción 5.386.475,70Compra de terrenos 600 ha 4.800,00 2.880.000,00Costes de promoción (5 % coste construcción) 1 pa 2.506.475,70 2.506.475,70

2.- Obra Civil 7.024.595,04Adecuación terreno, incluido pozos de cimentación para zapatas de seguidores 720.000 m3 2,40 1.728.000,00Viales 30x400cm zahorra compactada 20.000 ml 40,00 800.000,00Zanja BT 1Ctos CC (en tierra) 18.317 ml 20,30 371.831,04Zanja BT 2Ctos CC (en tierra) 2.707 ml 30,00 81.216,00Zanja BT 2Ctos CA (en tierra) 1.786 ml 30,00 53.568,00Zanja MT 1Cto CA (en tierra) 3.714 ml 30,00 111.420,00Zanja MT 2 Ctos CA (en tierra) 816 ml 30,00 24.480,00Zanja red de tierras 18.600 ml 16,00 297.600,00Arquetas 922 ud 300,00 276.480,00Zapata seguidor 480 ud 6.000,00 2.880.000,00Vallado perimetral finca 4.000 ud 100,00 400.000,00

3.- Edificios 161.430,00Edificio prefabricado para sala de control. 1 ud 18.790,00 18.790,00Caseta inversor (6 inversores). Edificio prefabricado tipo PF-304 de Ormazabal 20 ud 7.132,00 142.640,00

4.- Materiales y Equipos 39.012.494,00Panel Siliken 12.556.800 Wp 1,78 22.351.104,00Seguidor doble eje 7F17M 480 ud 25.495,00 12.237.600,00Transporte seguidor, coste fijo por salida 480 ud 200,00 96.000,00Transporte seguidor, km desde Zaragoza 48.000 km 0,72 34.560,00Inversor GT 100 120 ud 26.900,00 3.228.000,00Sistema control, protección y comunicaciones 1 ud 770.000,00 770.000,00

5.- Montaje e instalación 1.479.800,00Montaje panel, por seguidor 480 ud 700,00 336.000,00Montaje seguidor 480 ud 1.000,00 480.000,00Conexionado parque 1 ud 530.000,00 530.000,00Red de tierras. Malla equipotencial, Cu 70mm, incluidas soldaduras y tendido 20.000 ml 6,69 133.800,00

PRESUPUESTO CONSTRUCCIÓN PLANTA SOLAR FOTOVOLTAICA 12 MW



54

Tabla 25. Presupuesto de construcción de la planta solar fotovoltaica 12 MW (continuación).

Concepto medición ud. p/u (€) Subtotal (€)6.- Red de media tensión 869.575,00Centro de transformación, compuesto por: 20 ud 23.660,00 473.200,00Edificio Prefabricado, tipo PFU-5.Celda 20 kV entrada-salida y protección de trafo.Transformador 0,4/20 kV, 630 kVA.Puentes AT.Puentes BT.Tomas de Tierra.

Línea MT 4530 m 87,50 396.375,00Conductor Al, RHV 12/20 kV.Fibra ópticaRed toma de tierras

7.- Subestación 66/20 kV 830.350Obra civil parque 1 pa 105.700,00 105.700,00Edificio 1 pa 194.225,00 194.225,00Instalación interior edificio 1 pa 4.808,00 4.808,00Seccionador tripolar 1 pa 5.409,00 5.409,00Interruptor tripolar SF6 1 pa 22.838,00 22.838,00Trafos de protección, medida y equipo de medida 1 pa 66.110,00 66.110,00Pararrayos 1 pa 7.012,00 7.012,00Trafo de potencia 66/20 kV, 20 MVA 1 pa 220.000,00 220.000,00Embarrados 1 pa 9.015,00 9.015,00Estructura metálica 1 pa 20.434,00 20.434,00Celdas 20 kV 1 pa 72.121,00 72.121,00Red de tierras 1 pa 6.900,00 6.900,00Servicios auxiliares 1 pa 21.035,00 21.035,00Sistema de control y protecciones 1 pa 62.134,00 62.134,00Equipo rectificador 1 pa 7.200,00 7.200,00Material de seguridad 1 pa 5.409,00 5.409,00

8.- Línea eléctrica 66 kV, S.C. LA-380, 10 km 751.270,00Compuesto por: 10 km 75.127,00 751.270,00Caminos de accesoExcavación de pozosCimentacionesSuministro, armado, izado de poyosConductores, tendido y regulado, herrajes.Total coste construcción planta 50.129.514,04 €Total coste planta 55.515.989,74 €

PRESUPUESTO CONSTRUCCIÓN PLANTA SOLAR FOTOVOLTAICA 12 MW

El estudio de rentabilidad de la planta se adjunta en el anexo 5. Los datos más relevantes del estudio se indican a continuación. Inversión:TIR:VAN (r=7%):Pay-back:

55.515.990 €9,16%

9 años y 6 meses11.165.234 €



55

En la figura 19 se indican para la planta fotovoltaica considerada, los flujos de caja acumulados desde el año 0, que representa la inversión inicial y los sucesivos años a lo largo de la vida útil de la instalación.

-55.516-49.988

-44.387-38.710

-32.958-27.127

-21.217-15.226

-9.152-2.995

3.2479.577

15.99520.884

25.86530.940

36.11141.378

46.74552.213

57.78363.458

69.24075.130

81.13187.245

-80.000

-60.000

-40.000

-20.000

0

20.000

40.000

60.000

80.000

100.000

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25

Años

Val

or m

iles

€


Figura 19. Evolución de los flujos de caja acumulados para proyecto planta fotovoltaica 12 MW.



56

9.6.- ESTUDIO RENTABILIDAD DE PLANTA SOLAR FOTOVOLTAICA 120 x 100 kW Se estudia la misma planta que en el caso anterior, pero con una leve modificación, que corresponde con la subdivisión de la misma en 120 plantas de 100 kW, que se consigue simplemente agrupando convenientemente el número de paneles fotovoltaicos para esta potencia, y haciendo la medida para facturación de la energía producida a la salida del inversor, que tiene una potencia de 100 kW. El marco económico que se considera va a ser el fijado por el RD. 661/2007, para instalaciones puestas en servicio e inscritas en el registro de productores de régimen especial con anterioridad al 29 de septiembre de 2008, fecha en que entra en vigor el nuevo RD. 1578/2008. Se tiene en cuenta especialmente la diferencia de costes sufrida en la compra de los paneles solares, partida de especial relevancia en estas instalaciones. Con un coste de adquisición de este material en 2007 que duplica el precio actual. En el análisis de la inversión, no se tienen en cuenta los costes administrativos y de gestión de las 120 sociedades, así como tampoco se considera la diferencia de costes que pudiera existir en el resto de partidas y unidades de obra de construcción, por considerarse no relevante. Los datos que se obtienen van a permitir realizar una comparativa de una misma instalación sujeta a los dos regímenes de retribución establecidos recientemente. Los datos de producción eléctrica y los costes de explotación continúan siendo los mismos. Las características técnicas de la planta y los datos tomados para el estudio se reflejan a continuación en las tablas 26, 27, 28 y 29.

Tabla 26. Datos generales planta solar fotovoltaica 120x100 kW.

Número de seguidores 480Número total de paneles solares 56.818Potencia unitaria del panel, Wp 221Potencia instalada total paneles, Wp 12.556.800

Superficie total paneles, m2 92.270División de la planta en subplantas de 100 kW, ud 120Equipo de medida en BTInfraestructura común en MT, kV 20Tensión infraestructura de evacuación, kV 66Conexión a la red a través de línea 66 kV, km 10

DATOS DE EXPLOTACIÓNProducción eléctrica anual, GWh 24,44Costes de explotación y mantenimiento anuales, € 477.000Vida útil, años 25Inversión necesaria, € 78.495.366Intensidad de la inversión en €/kW 6.541

DATOS GENERALES PLANTA FOTOVOLTAICA 120 x 100 kW



57

Pueden considerarse como costes de explotación de la planta solar18 los indicados en la tabla 27.

Tabla 27. Costes de explotación planta solar fotovoltaica 120x100 kW.

Concepto Importe (€)Operación y mantenimiento, 31.000 €/MW 372.000Seguros y asesoría, 3500 €/MW 42.000Vigilancia 63.000Total 477.000

Costes de explotación de planta solar fotovoltaica

La estimación de la producción de energía eléctrica, realizada a través de software para la planta, se refleja en la tabla 28.

Tabla 28. Estimación de la producción de energía eléctrica de la planta solar fotovoltaica 120x100 kW.

Datos simulación en número de paneles 960

Superficie total, m2 1.559Energía producida, MWh/año 413Relación de producción, kWh*año/kWp 1.949Número total de paneles instalados en la planta, ud 56.818Total producción eléctrica, MWh/año 24.444

Estimación de la producción energía eléctrica planta solar

Los datos de venta de energía son los que se muestran a continuación: Tipo de facturación** Tarifa regulada según RD. 661/2007 Precio de venta de la energía 44,0381 c€/kWh Nota**: tarifa grupo b.1..1, P≤100kW para los primeros 25 años.

El presupuesto de construcción de la planta fotovoltaica, sudividida en 120 instalaciones de 100 kW se refleja a continuación, en la tabla 29.



58

Tabla 29. Presupuesto de construcción de la planta solar fotovoltaica 100 kW*120.

Concepto medición ud. p/u (€) Subtotal (€)1.- Adquisición de terrenos y promoción 5.392.475,70Compra de terrenos 600 ha 4.800,00 2.880.000,00Costes de promoción (5 % coste construcción)* 1 pa 2.512.475,70 2.512.475,70

2.- Obra Civil 7.024.595,04Adecuación terreno, incluido pozos de cimentación para zapatas de seguidores 720.000 m3 2,40 1.728.000,00Viales 30x400cm zahorra compactada 20.000 ml 40,00 800.000,00Zanja BT 1Ctos CC (en tierra) 18.317 ml 20,30 371.831,04Zanja BT 2Ctos CC (en tierra) 2.707 ml 30,00 81.216,00Zanja BT 2Ctos CA (en tierra) 1.786 ml 30,00 53.568,00Zanja MT 1Cto CA (en tierra) 3.714 ml 30,00 111.420,00Zanja MT 2 Ctos CA (en tierra) 816 ml 30,00 24.480,00Zanja red de tierras 18.600 ml 16,00 297.600,00Arquetas 922 ud 300,00 276.480,00Zapata seguidor 480 ud 6.000,00 2.880.000,00Vallado perimetral finca 4.000 ud 100,00 400.000,00

3.- Edificios 161.430,00Edificio prefabricado para sala de control. 1 ud 18.790,00 18.790,00Caseta inversor (6 inversores). Edificio prefabricado tipo PF-304 de Ormazabal 20 ud 7.132,00 142.640,00

4.- Materiales y Equipos 61.985.870,00Panel Siliken 12.556.800 Wp 3,60 45.204.480,00Seguidor doble eje 7F17M 480 ud 25.495,00 12.237.600,00Transporte seguidor, coste fijo por salida 480 ud 200,00 96.000,00Transporte seguidor, km desde Zaragoza 48.000 km 0,72 34.560,00Inversor GT 100 120 ud 26.900,00 3.228.000,00Sistema control, protección y comunicaciones 1 ud 770.000,00 770.000,00Contador medida energía 120 ud 1.000,00 120.000,00

5.- Montaje e instalación 1.479.800,00Montaje panel, por seguidor 480 ud 700,00 336.000,00Montaje seguidor 480 ud 1.000,00 480.000,00Conexionado parque 1 ud 530.000,00 530.000,00Red de tierras. Malla equipotencial, Cu 70mm, incluidas soldaduras y tendido 20.000 ml 6,69 133.800,00

6.- Red de media tensión 869.575,00Centro de transformación, compuesto por: 20 ud 23.660,00 473.200,00Edificio Prefabricado, tipo PFU-5.Celda 20 kV entrada-salida y protección de trafo.Transformador 0,4/20 kV, 630 kVA.Puentes AT.Puentes BT.Tomas de Tierra.

Línea MT 4530 m 87,50 396.375,00Conductor Al, RHV 12/20 kV.Fibra ópticaRed toma de tierras

7.- Subestación 66/20 kV 830.350Obra civil parque 1 pa 105.700,00 105.700,00Edificio 1 pa 194.225,00 194.225,00Instalación interior edificio 1 pa 4.808,00 4.808,00Seccionador tripolar 1 pa 5.409,00 5.409,00Interruptor tripolar SF6 1 pa 22.838,00 22.838,00Trafos de protección, medida y equipo de medida 1 pa 66.110,00 66.110,00Pararrayos 1 pa 7.012,00 7.012,00Trafo de potencia 66/20 kV, 20 MVA 1 pa 220.000,00 220.000,00Embarrados 1 pa 9.015,00 9.015,00Estructura metálica 1 pa 20.434,00 20.434,00

PRESUPUESTO CONSTRUCCIÓN PLANTA SOLAR FOTOVOLTAICA 100 kW x 120



59

Tabla 29. Presupuesto de construcción de la planta solar fotovoltaica 100 kW*120 (continuación).

Concepto medición ud. p/u (€) Subtotal (€)Celdas 20 kV 1 pa 72.121,00 72.121,00Red de tierras 1 pa 6.900,00 6.900,00Servicios auxiliares 1 pa 21.035,00 21.035,00Sistema de control y protecciones 1 pa 62.134,00 62.134,00Equipo rectificador 1 pa 7.200,00 7.200,00Material de seguridad 1 pa 5.409,00 5.409,00

8.- Línea eléctrica 66 kV, S.C. LA-380, 10 km 751.270,00Compuesto por: 10 km 75.127,00 751.270,00Caminos de accesoExcavación de pozosCimentacionesSuministro, armado, izado de poyosConductores, tendido y regulado, herrajes.Total coste construcción planta 73.102.890,04 €Total coste planta 78.495.365,74 €

PRESUPUESTO CONSTRUCCIÓN PLANTA SOLAR FOTOVOLTAICA 100 kW x 120

Nota *: los costes de promoción se han supuesto idénticos a los considerados en el caso anterior, ya que es la misma planta fotovoltaica. El estudio de rentabilidad de la planta se adjunta en el anexo 5. Los datos más relevantes del estudio se indican a continuación. Inversión:TIR:VAN (r=7%):Pay-back:

78.495.366 €11,21%

8 años y 4 meses32.153.756 €

En la figura 20 se indican para la planta fotovoltaica considerada, los flujos de caja acumulados desde el año 0, que representa la inversión inicial y los sucesivos años a lo largo de la vida útil de la instalación.

-78.495-69.519

-60.415-51.182

-41.816-32.316

-22.678-12.901

-2.981

7.08417.296

27.66038.177

46.56155.105

63.81172.682

81.72390.935

100.322109.888

119.635129.568

139.689150.003

160.512

-100.000

-50.000

0

50.000

100.000

150.000

200.000

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25

Años

Val

or m

iles

€


Figura 20. Evolución de los flujos de caja acumulados para proyecto planta fotovoltaica 120x100 kW.



60

Comparando la misma planta fotovoltaica de 12 MW de potencia total, en primer lugar, considerando se hubiera puesto en servicio antes del 29 de septiembre de 2008 e inscrita en el registro de instalaciones de producción en régimen especial, a través de 120 ud. De 100 kW cada una, categoría b), grupo b.1), subgrupo b.1.1 (según RD. 661/2007) y en segundo lugar, la misma planta, puesta en servicio en el año 2010, siéndole de aplicación el RD. 1578/2008, de retribución de la actividad de producción de energía eléctrica mediante tecnología solar fotovoltaica. Los resultados se muestran en la tabla 30.

Tabla 30. Análisis comparativo plantas solares fotovoltaicas 100 kW*120 y 12 MW.

Concepto Planta 120 x 100 kW Planta 12 MW Observaciones Año puesta servicio 2007 2010 Marco retributivo RD. 661/2007 RD. 1578/2008 Inversión necesaria (€) 78.495.366 55.515.990 < 29,27 % Potencia total instalada (kW) 12.000 12.000 Ratio inversión €/kW 6.541,28 4.626,33 < 29,27 % Producción anual (GWh/año) 24,444 24,444 Precio venta energía (c€/kWh)

44,0381 26,5509 < 39,71 %

Facturación anual energía (€) 10.764.673 6.490.102 < 39,71 % TIR 11,21% 9,16% < 18,29 % VAN (r=7%) 32.153.756 11.165.234 < 65,28 % Pay-back (años) 8 años y 4 meses 9 años y 6 meses > 1 año y 2 meses

Tomando de base la instalación de 2007, según la configuración de 120 plantas de 100 kW, en el campo de observaciones se indican los porcentajes y valores de variación de la planta de 12 MW instalada en 2010. Se puede apreciar que pese a un mayor coste inicial de la instalación en el año 2007, debido a los costes de tecnología (paneles solares), la rentabilidad obtenida bajo el marco retributivo del RD 661/2007, es considerablemente mejor que la establecida en el nuevo Real Decreto 1578/2008. Los valores de periodo de retorno de la inversión y del VAN mejoran también.



61

9.7.- ESTUDIO RENTABILIDAD DE PLANTA TERMOSOLAR 50 MW La instalación corresponde con la de una planta solar de colectores cilindro parabólicos con sistema de almacenamiento de energía térmica de 7,5 horas de capacidad a base de sales fundidas y un ciclo de vapor de 49,9 MW de capacidad nominal.

El campo solar comprende 624 unidades de colector ocupando una superficie total de 510.120 m2. Los colectores cilindro parabólicos consisten en un sistema de concentración de geometría cilindro parabólica, dotado de una mecanismo de seguimiento del sol para que en todo momento la radiación solar incida sobre los reflectores y se caliente así el fluido transmisor de calor (aceite).

La producción eléctrica anual estimada para una instalación de este tipo es de 178,9 GWh19.

Los costes de operación y mantenimiento, según las empresas especializadas en el sector20, para una planta termosolar de concentrador cilindro parabólico de 50 MW de potencia, pueden dividirse en las siguientes partidas:

1.- Coste de personal. Incluye costes de personal directo (personal mecánico, eléctrico e instrumentación), personal indirecto (mandos y oficina técnica), tanto de plantilla propio como subcontratado. El equipo total de operación y mantenimiento está en torno a 45 personas. Coste estimado medio: 1.200.000 €. 2.- Consumo de repuesto. Hay que tener en cuenta el periodo de garantía que dan los fabricantes de los equipos, ya que el coste durante este periodo será inferior que acabado el mismo. Las partidas más significativas a tener en cuenta son:

- Consumo de repuesto en el campo solar. Espejos, tubos absorbentes, grupos hidráulicos de los colectores.

- Consumo de repuesto del sistema HFT (sistema de fluido térmico). Bombas de impulsión de fluido, aceite térmico (200 a 500 kg diarios), vida útil del mismo.

- Sistema de almacenamiento térmico. - Ciclo de vapor de agua. Incluye consumibles importantes como son los productos

químicos del ciclo. - Turbina de vapor. Revisión de alto coste cada 3 a 5 años. - Sistema eléctrico de Alta Tensión. - Sistemas eléctricos de baja tensión. - Instrumentación. Sensores, transmisores y tarjetas de señal.

Coste medio estimado: 1.500.000 €. 3.- Consumibles. De forma resumida, estos son:

- Reposición de espejos. - Reposición de tubos absorbedores. - Aceite térmico. - Sales inorgánicas del sistema de almacenamiento térmico. - Productos químicos del ciclo de agua-vapor. - Productos químicos de la planta de tratamiento de agua. - Productos químicos de tratamiento de efluentes. - Productos químicos de la torre de refrigeración. - Nitrógeno.

Coste medio estimado: 1.500.000 €.



62

4.- Subcontratos. Las actividades más importantes dentro de este apartado son: - Mantenimiento de la turbina de vapor. - Certificaciones y cumplimiento de requisitos legales. - Contratos en puntas de trabajo, servicios de limpieza,etc…

Coste medio estimado: 1.000.000 €. 5.- Medios técnicos y herramientas. Reposición de herramientas y alquiler de medios de elevación. Coste medio estimado: 300.000 €. En la tabla 31 se muestra el resumen del presupuesto mantenimiento:

Tabla 31. Presupuesto de mantenimiento planta termosolar 50 MW.

Concepto Coste medio (€) 1.- Coste de personal 1.200.000 2.- Repuestos 1.500.000 3.- Consumibles 1.500.000 4.- Subcontratos 1.000.000 5.- Medios técnicos 300.000 Total año 5.500.000

Además de estos costes, hay que añadirles otros como los correspondientes a los servicios de vigilancia, seguros y asesoría. Se muestran en la tabla 32 junto con el importe total de costes de explotación de la planta.

Tabla 32. Costes de explotación planta termosolar 50 MW.

Concepto Importe (€)Operación y mantenimiento 5.500.000Seguros y asesoría, 6000 €/MW 300.000Vigilancia 113.880Total 5.913.880

Costes de explotación de planta termosolar

Las características técnicas de la planta y los datos tomados para el estudio se exponen a continuación en la tabla 33.

Tabla 33. Datos generales de planta termosolar 50 MW.

Almacenamiento de energía térmica con sales, autonomía horas 7,5Capacidad nominal de ciclo de vapor, MW 49,9

Superficie de captación solar, m2 510.120Colectores cilindro parabólicos, ud 624

Producción eléctrica anual, GWh 178,9Costes de explotación y mantenimiento anuales, € 5.913.880Vida útil, años 25Inversión necesaria, € 308.997.000Intensidad de la inversión, €/kW 6.180

DATOS DE EXPLOTACIÓN

Tecnología termosolar de concentrador cilindro parabólico

DATOS GENERALES PLANTA TERMOSOLAR 50 MW



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Los datos de venta de energía son los que se muestran a continuación: Tipo de facturación Según RD. 661/2007 Precio de venta de la energía * 28,4983 c€/kWh Nota*: según datos del MITyC a mes de julio 2010, para los primeros 25 años. El presupuesto de construcción de la planta termosolar descrita, se muestra en la tabla 34.

Tabla 34. Presupuesto de construcción de planta termosolar 50 MW.

Concepto medición ud. p/u (€) Subtotal (€)1.- Adquisición de terrenos y promoción 17.457.000Compra de terrenos 600 ha 4.800 2.880.000Costes de promoción (5 % coste construcción) 1 pa 14.577.000 14.577.000

2.- Obra Civil 38.500.000Urbanización y viales 1 pa 17.000.000 17.000.000Campo de colectores (pilotaje y encepados) 1 pa 16.000.000 16.000.000Isla de potencia 50 MW 1 pa 6.500.000 5.500.000

3.- Instalaciones mecánicas 92.540.000Turbina de vapor y generador 1 pa 15.000.000 15.000.000Condensador y sistema de vacío 1 pa 1.800.000 1.800.000Torres de refrigeración 1 pa 1.650.000 1.650.000Bombas de circulación y auxiliares 1 pa 300.000 300.000Tuberías de circulación 1 pa 810.000 810.000Bombas de condensado y bomba de agua de alimentación 1 pa 600.000 600.000Calentadores cicliio y desgasificador 1 pa 1.000.000 1.000.000Válvulas y tuberías de vapor 1 pa 1.800.000 1.800.000Montaje mecánico, equipos de turbina y ciclo térmico 1 pa 1.700.000 1.700.000ERM de gas natural 1 pa 260.000 260.000Equipos sistema tratamiento de agua y efluyentes 1 pa 3.200.000 3.200.000Equipos sistema protección contra incendios 1 pa 1.000.000 1.000.000Equipos sistema aire comprimido 1 pa 250.000 250.000Puente grúa y equipos de elevación 1 pa 350.000 350.000Equipos sistemas A/A y ventilación 1 pa 500.000 500.000Tuberías,válvulas y accesorios instalaciones exteriores 1 pa 1.900.000 1.900.000Montaje mecánico equipos exteriores 1 pa 780.000 780.000Intercambiador aceite-vapor 1 pa 7.400.000 7.400.000Bombas circulación aceite campo solar 1 pa 300.000 300.000Depósito de sales 1 pa 47.600.000 47.600.000Caldera de arranque ciclo vapor 1 pa 900.000 900.000Caldera de apoyo térmico campo solar 1 pa 2.000.000 2.000.000Tuberías de aceite térmico, válvulas y accesorios 1 pa 250.000 250.000Depósito de expansión aceite térmico campo solar 1 pa 240.000 240.000Montaje sistema de aceite y generador de vapor 1 pa 950.000 950.000

4.- Instalaciones de instrumentación y control 2.950.000Sistema de control distribuido e instrumentación 1 pa 2.000.000 2.000.000Vigilancia perimetral 1 pa 400.000 400.000Telefonía 1 pa 150.000 150.000Megafonía 1 pa 100.000 100.000Montaje de equipos e instalaciones de I&C 1 pa 300.000 300.000

5.- Instalaciones solares 155.500.000Campo solar 1 pa 138.500.000 138.500.000Primera carga de sales fundidas 1 pa 11.000.000 11.000.000Primera carga de aceite térmico 1 pa 6.000.000 6.000.000

6.- Infraestructura eléctrica de evacuación en AT 2.050.000Subestación eléctrica 1 pa 1.300.000 1.300.000Línea eléctrica de evacuación 1 pa 750.000 750.000

Total coste construcción planta 291.540.000 €Total coste planta 308.997.000 €

PRESUPUESTO CONSTRUCCIÓN PLANTA TERMOSOLAR 50 MW



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El estudio de rentabilidad de la planta se adjunta en el anexo 5. Los datos más relevantes del estudio se indican a continuación. Inversión:TIR:VAN (r=7%):Pay-back:

308.997.000 €12,40%

7 años y 8 meses165.757.869 €

En la figura 21 se indican para la planta termosolar considerada, los flujos de caja acumulados desde el año 0, que representa la inversión inicial y los sucesivos años a lo largo de la vida útil de la instalación.

-308997-270.689

-231.838-192.434

-152.466-111.924

13.25156.195

99.767143.979

188.843225.357

262.546300.423

338.999378.289

418.305459.059

500.566542.838

585.891629.738

674.394719.872

-70.797

-29.076

-400000

-200000

0

200000

400000

600000

800000

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25

Años

Val

or m

iles

€


Figura 21. Evolución de los flujos de caja acumulados para proyecto planta termosolar 50MW.



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9.8.- ESTUDIO RENTABILIDAD CENTRAL MINI HIDRÁULICA DE 5 MW La instalación corresponde con la de una central mini hidráulica de tipo fluyente, con una potencia de generación instalada de 5 MW. El coste de inversión e implantación de una central hidroeléctrica depende de diversos factores como la orografía del terreno, los accesos, el tipo de instalación, el tamaño, la potencia y el punto de conexión. Por lo que a la hora de valorar la viabilidad de la instalación, es necesario realizar un estudio específico de cada caso en concreto, que tenga en cuenta entre otros, datos como: su ubicación, datos hidrológicos y caudal fluyente del río, accesos, obra civil necesaria, tipo de equipamiento a instalar, determinación del punto de evacuación de la energía producida. Los aspectos más relevantes de cara al coste de la instalación son:

- La obra civil. - Grupo turbogenerador. - Sistema eléctrico y de control. - Línea de evacuación.

A continuación se muestra la distribución porcentual de la inversión es una minicentral hidroeléctrica21:

- Grupo turbogenerador: 30% - Equipos eléctricos, regulación, control y línea: 22% - Ingeniería y dirección de obra: 8 % - Obra civil: 40%

Los costes de explotación y mantenimiento se pueden resumir en los siguientes:

- Costes de personal. - Materiales de repuesto. - Seguros. - Impuestos. - Tasas y gravámenes.

Anualmente estos costes pueden suponer entre el 2% y el 5%22, de la inversión a realizar, y dependen de múltiples factores, como el tipo de equipo instalado, el grado de automatismo, y el índice de averías. Para el caso de una central fluyente tipo, los principales parámetros que la definen son:

- Potencia instalada. - Ratio medio de inversión. - Horas equivalentes de funcionamiento. - Energía producida. - Vida útil de la instalación. - Costes de mantenimiento y explotación.

Los datos tomados para realizar el estudio de rentabilidad corresponden con los de una minicentral de 5 MW, y una intensidad de la inversión de 1.500 €/kW, sujeta a una tarifa de venta de energía según RD. 661/2007. Los datos generales de la instalación se muestran en la tabla 35.



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Tabla 35. Datos generales central mini hidráulica 5 MW.

Tipo de central fluyentePotencia instalada, MW 5Horas equivalentes de funcionamiento 3.100

DATOS DE EXPLOTACIÓNProducción eléctrica anual, GWh 15,00Costes de explotación mantenimiento anuales, € 225.000Vida útil, años 25Inversión necesaria, € 7.500.000Intensidad de la inversión, €/kW 1.500

DATOS GENERALES CENTRAL MINI HIDRÁULICA 5 MW

Los datos de venta de energía son los que se muestran a continuación: Tipo de facturación Según RD. 661/2007 Precio de venta de la energía * 8,2519 c€/kWh Nota*: según datos del MITyC a mes de julio 2010, grupo b.4, para los primeros 25 años. El estudio de rentabilidad de la mini central se adjunta en el anexo 5. Los datos más relevantes del estudio se indican a continuación. Inversión:TIR:VAN (r=7%):Pay-back:

7.500.000 €11,45%

8 años y 2 meses 3.251.389 €

En la figura 22 se indican para la central mini hidráulica considerada, los flujos de caja acumulados desde el año 0, que representa la inversión inicial y los sucesivos años a lo largo de la vida útil de la instalación.

-7.500-6.623-5.734

-4.833-3.920

-2.994-2.055

-1.104

-139839

1.8312.836

3.8564.6715.5016.346

7.2068.081

8.9729.879

10.80211.742

12.69813.671

14.66215.671

-10.000

-5.000

0

5.000

10.000

15.000

20.000

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25

Años

Val

or m

iles

€


Figura 22. Evolución de los flujos de caja acumulados para proyecto central mini hidráulica 5 MW.



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9.9.- LÍMITE INFERIOR DE TARIFA DE RENTABILIDAD En este apartado se pretende buscar cual es la tarifa que permitiría a las instalaciones obtener una rentabilidad mínima sin llegar a valores de pérdidas o rentabilidades negativas de los proyectos, según las consideraciones tenidas en cuenta en el cálculo de rentabilidades, y para una tasa de descuento igual al 7%. La tarifa mínima de rentabilidad corresponderá con el valor de la misma que de como resultado el primer valor de VAN positivo. El cálculo de la tarifa de mínima rentabilidad para cada una de las instalaciones consideradas en el presente trabajo se adjunta en el anexo 6. El precio mínimo de esta tarifa se indica a continuación en la tabla 36.

Tabla 36. Tarifa mínima y margen de precio de venta de energía según tecnologías

InstalaciónA= Tarifa regulada

c€/kWhB= Precio mínimo

tarifa c€/kWhDiferencia tarifas

c€/kWh (A-B)Margen variación

tarifa %

Parque eólico 34 MW 7,7471 6,4121 1,3350 17,23%

Planta solar fotovoltaica 12 MW 26,5509 21,4820 5,0689 19,09%

Planta termosolar 50 MW 28,4983 18,2161 10,2822 36,08%

Minihidráulica 5 MW 8,2519 5,8465 2,4054 29,15%



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9.10.- RESUMEN DE LOS ANÁLISIS ECONÓMICOS A continuación en la tabla 37 se exponen a modo de resumen los datos comparativos de los análisis de rentabilidad de los casos estudiados, que permitirán sacar conclusiones y valoraciones de interés.

Tabla 37. Cuadro resumen de datos del estudio económico de las instalaciones.

Parámetro/Instalación Parque Eólico* Planta Fotovoltaica Planta Termosolar Central Minihidraúlica

Potencia, MW 34 12 50 5Inversión, miles € 40.327 55.516 308.997 7.500Intensidad de inversión, €/kW 1.186 4.626 6.180 1.500Producción anual, GWh 75,99 24,44 178,90 15,00Tipo tarifa Regulada Regulada Regulada ReguladaPrecio venta energía, c€/kWh 7,7471 26,5509 28,4983 8,2519TIR 9,31% 9,16% 12,40% 11,45%VAN (r=7%), miles € 7.464 11.165 165.758 3.251Pay-back 8 años y 10 meses 9 años y 6 meses 7 años y 8 meses 8 años y 2 mesesNota*: el parque eólico se ha valorado para 20 años. El resto de instalaciones para 25 años. Conclusiones:

- Las intensidades de inversión menores corresponden con las tecnologías eólicas e hidráulicas, con inversiones de 1.186 €/kW y 1.500 €/kW. A gran distancia, las tecnologías solares, con órdenes de entre 4 y 5 veces las inversiones en las tecnologías anteriores, con valores de 4.626 €/kW para la solar fotovoltaica y 6.180 €/kW para la termosolar.

- Las primas por venta de energía para la tecnología eólica terrestre corresponde con 7,7471 c€/kWh, le sigue la mini hidráulica con 8,2519 c€/kWh. Para las tecnologías solares tenemos 26,5509 c€/kWh y 28,4983 c€/kWh para la fotovoltaica y termosolar respectivamente. Como se puede observar del orden del triple o cuádruple de las primas para las primeras.

- Las primas a la producción eléctrica establecidas son directamente proporcionales a las intensidades de inversión necesarias, y proporcionales a los costes de tecnología. Las tecnologías recientes y no maduras como son las solares tienen una prima considerablemente superior.

- Las rentabilidades de los proyectos estudiados están situadas entre el 9,16% para la tecnología solar fotovoltaica y el 12,40% para la producción eléctrica termosolar.

- La tecnología con menor tiempo de retorno de las inversiones es la termosolar, con algo menos de 8 años. La que necesita más tiempo de recuperación de la inversión, es la solar fotovoltaica, con casi 10 años.

- En relación a los precios actuales de venta de energía, comparándolos con los precios mínimos de venta que sigan haciendo rentable la instalación, se pueden observar que los márgenes mayores se encuentran para el caso de la tecnología termosolar, con un margen de 36,08%, le siguen la mini hidráulica con 29,15%, la solar fotovoltaica con un 19,09% y la eólica con un 17,23%.

- Los precios de mercado mayorista para las instalaciones consideradas según datos de la CNE para el primer semestre de 2010, figuran en la tabla 12 del presente trabajo, y son los siguientes:

� Eólica terrestre: 6,871 c€/kWh. � Mini hidráulica: 6,849 c€/kWh. � Termosolar: 29,922 c€/kWh.



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� Fotovoltaica: tarifa regulada según RD. 1578/2008.

Precios inferiores a los de tarifa regulada, excepto en el caso de la tecnología termosolar, que el precio de mercado es ligeramente superior.



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10.- CONCLUSIONES 1.- El control del consumo de energía en la Unión Europea y en España y la mayor utilización de energía procedente de fuentes renovables, junto con el ahorro energético y una mayor eficiencia energética, constituyen una parte importante del paquete de medidas necesarias para reducir las emisiones de gases de efecto invernadero y para cumplir el Protocolo de Kyoto de la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático, y otros compromisos comunitarios e internacionales, con vistas a la reducción de gases de efecto invernadero más allá de 2012. 2.- Por otro lado, el consumo mundial de energía de aquí a 2030 aumentará alrededor del 40% según las previsiones de la Agencia Internacional de la Energía (AIE), impulsado fundamentalmente por la creciente demanda de las economías emergentes, especialmente China e India, que representarán más del 50% del incremento de la demanda. En este entorno, los combustibles fósiles seguirán aportando el 80% de la demanda energética mundial desplazándose su consumo a Asia y el Oriente Medio. Las previsiones al alza de la demanda energética, junto con la redistribución geográfica del consumo, mermarán las reservas de energías fósiles e impulsarán al alza los precios de las mismas como consecuencia de un mayor desequilibrio oferta-demanda. Adicionalmente, es previsible un mayor impacto ambiental derivado del incremento de emisiones de gases de efecto invernadero asociadas al mayor consumo energético de combustibles fósiles. La Unión Europea, cuya dependencia energética alcanza el 53%, ve como viene aumentando su consumo energético, sus importaciones energéticas y sus emisiones de gases de efecto invernadero y observa con preocupación las tendencias actuales. En el seno de una Unión Europea se hace necesario articular de manera coordinada políticas que permitan un avance coordinado en la liberalización de los mercados, en la garantía de suministro, el desarrollo de infraestructuras de interconexión y la reducción de emisiones contaminantes. 4.- Actualmente la Directiva 2009/28/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 23 de abril de 2009, relativa al fomento del uso de energía procedente de fuentes renovables, fija como objetivos generales conseguir una cuota del 20 % de energía procedente de fuentes renovables en el consumo final bruto de energía de la Unión Europea (UE) y una cuota del 10% de energía procedente de fuentes renovables en el consumo de energía en el sector del transporte en cada Estado miembro para el año 2020. Para ello, establece objetivos para cada uno de los Estados miembros en el año 2020 y una trayectoria mínima indicativa hasta ese año. En España, el objetivo se traduce en que las fuentes renovables representen al menos el 20% del consumo de energía final en el año 2020 – mismo objetivo que para la media de la UE-, junto a una contribución del 10% de fuentes de energía renovables en el transporte para ese año. La Directiva establece la necesidad de que cada Estado miembro elabore y notifique a la Comisión Europea (CE), un Plan de Acción Nacional de Energías Renovables (PANER) para el periodo 2011-2020, con vistas al cumplimiento de los objetivos vinculantes que fija la Directiva. 5.- En cuanto a la producción de energía eléctrica, el Plan de Acción Nacional de Energías Renovables (PANER) 2011-2020, da un papel relevante a las fuentes renovables y al gas natural dentro de la estructura de generación eléctrica y con un crecimiento medio esperado de las primeras en la cobertura de la demanda eléctrica del orden del 3,3% anual, lo que posibilitará una cobertura próxima al 40%, y una cobertura en torno al 35% del gas natural en



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2020. Diferenciando según tecnologías de energías renovables, la energía eólica seguirá ocupando un lugar dominante, con el 52% de la producción eléctrica renovable en 2020 considerando conjuntamente la terrestre y marina, lo que se aproxima al 20% de toda la producción eléctrica, por encima de la producción nuclear. Le siguen a más distancia la hidráulica, la solar termoeléctrica y la solar fotovoltaica, responsables respectivamente del 8,3%, 3,8% y 3,6% de la producción eléctrica bruta total. 6.- Pero, para poder alcanzar un porcentaje de generación de electricidad con renovables cercano al 40%, y en buena medida de instalaciones no gestionables, resulta imprescindible ampliar las interconexiones eléctricas hacia Europa central a través de Francia, que permitiría integrar un mayor volumen de renovables y aumentar los intercambios comerciales de electricidad con el resto de Europa, eliminando el status de isla energética. El objetivo para 2020 es de disponer de una capacidad en las interconexiones del 10 % de la potencia instalada. Otra medida es la utilización de sistemas de almacenamiento de energía, como pueden ser los bombeos o las sales en las plantas termosolares. 7.- Dentro del marco de apoyo a las energías renovables, la actividad de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables tiene la consideración de producción en Régimen Especial, en los términos establecidos en la Ley 54/1997 del Sector Eléctrico. Este Régimen Especial se basa en un sistema de apoyo directo a la producción, que contempla la percepción de retribuciones superiores al Régimen Ordinario, mediante el establecimiento de un sistema de tarifas reguladas y primas específicas, que tienen la consideración de internalización de beneficios medioambientales, diversificación y seguridad de abastecimiento. El mecanismo de apoyo tiene en cuenta la evolución de los precios en el mercado eléctrico, para compatibilizar la necesidad de garantizar niveles mínimos de retribución con la conveniencia de que la generación eléctrica renovable alcance la plena competitividad con la generación convencional, incluidas sus externalidades, y al mismo tiempo, contribuyendo en lo posible a una disminución de los costes para el sistema. 8.- El marco retributivo actual de la actividad de producción de energía eléctrica con fuentes renovables queda recogido en el Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial y para instalaciones fotovoltaicas el Real Decreto 1578/2008, de 26 de septiembre, de retribución de la actividad de producción de energía eléctrica mediante tecnología solar fotovoltaica. 9.- Los niveles de retribución pueden ser modificados en función de la evolución tecnológica de los sectores, del comportamiento del mercado, del grado de cumplimiento de los objetivos de energías renovables, del grado de participación del régimen especial en la cobertura de la demanda y de su incidencia en la gestión técnica y económica del sistema, garantizando siempre las tasas de rentabilidad razonables -el vigente Real Decreto 661/2007 establece revisiones cuatrienales-. En cualquier caso, dichas revisiones atienden a la evolución de los costes específicos asociados a cada tecnología, con el triple objetivo final de que las tecnologías renovables alcancen el mayor nivel de competitividad posible con las del Régimen Ordinario, que favorezcan un equilibrado desarrollo tecnológico y de que el esquema retributivo evolucione hacia el mínimo coste socioeconómico y medioambiental. 10.- Las políticas de apoyo del gobierno a las energías renovables se basan en los siguientes principios:



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– Estabilidad, mediante la garantía de un retorno de las inversiones que incentive un volumen de instalación compatible con los objetivos establecidos en los planes de energías renovables. – Flexibilidad, que permita incorporar rápidamente a los marcos de apoyo la evolución de las curvas de aprendizaje y las mejoras tecnológicas; – Progresiva internalización de los costes que asume el sistema energético para garantizar la suficiencia y estabilidad en el suministro; y – Priorización en la incorporación de aquellas instalaciones que incorporen innovaciones tecnológicas, que optimicen la eficiencia de la producción, el transporte y la distribución, que aporten una mayor gestionabilidad a los sistemas energéticos y que reduzcan las emisiones de gases de efecto invernadero. 11.- En el contexto español el mayor número de instalaciones corresponde con la tecnología solar, con un número superior a 52.000 instalaciones. Le siguen la eólica y la hidráulica con algo más de 1000 instalaciones cada una. En cuanto a la potencia instalada, es la tecnología eólica con casi 19.000 MW a mes de junio de 2010, la que ocupa la primera posición. La cuota de participación de energía vendida medida en barras de central la sigue ocupando la tecnología eólica con un 18,5% en el primer semestre del año 2010. 12.- Del estudio de rentabilidad realizado para las instalaciones recogidas en este documento, se constata que las tarifas fijadas por el gobierno son directamente proporcionales a los costes específicos de tecnología, siendo la más primada la termosolar, le siguen sucesivamente la fotovoltaica, la mini hidráulica y la eólica terrestre. Las rentabilidades que se obtienen son moderadas, y están dentro del rango del 9,16% a 12,40%, con las consideraciones e hipótesis de cálculo tenidas en cuenta para este estudio. Para estudiar la viabilidad económica de nuevas instalaciones, se hace necesario realizar un estudio particular en cada caso, teniendo en cuenta entre otros la cantidad y calidad de los recursos renovables, la tecnología a emplear, la ubicación y los accesos, el punto de conexión, etc… variables que determinaran si para el caso de estudio la instalación es viable económicamente. 13.- Para la instalación fotovoltaica, donde se hace una comparativa de los marcos retributivos actual RD. 1578/2008 y anterior RD. 661/2007, considerando la evolución en el tiempo de los costes de inversión para la misma instalación, especialmente los costes de adquisición de los paneles solares, se puede observar que el nuevo marco retributivo, aún teniendo en cuenta la modificación de precios a la baja de los paneles solares y por tanto menor inversión, la rentabilidad actual de la instalación es menor en una proporción mayor a la reducción de los costes de tecnología. Con lo que se puede decir que el marco retributivo actual ha bajado las primas en un porcentaje superior a la reducción de los costes por tecnología. A día de hoy, estas instalaciones son menos rentables. 14.- Del estudio realizado sobre precios de venta de energía para las tecnologías estudiadas, se puede concluir que la tendencia del precio del mercado mayorista en los últimos años es a la baja. Tras un repunte en los precios en el año 2008 por encima de los precios de tarifa regulada (excepto para la energía solar fotovoltaica). Los precios de mercado para el año 2010, según los datos a mes de junio publicados por la CNE, están por debajo de los precios de tarifa regulada, excepto para la tecnología termosolar, en que el precio del mercado es ligeramente superior. 15.- Los márgenes de precios de venta de energía en relación al precio mínimo de la tarifa que haría rentable cada una de las tecnologías, refleja unos márgenes para las tecnologías e



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instalaciones estudiadas por encima del 17%. Llegando en el caso de la tecnología solar termoeléctrica a un margen ligeramente superior al 36%. 16.- El importe de las primas equivalentes para el conjunto de tecnologías de régimen especial de generación ha ido creciendo considerablemente en los últimos años. En el periodo 2004 a 2009, el volumen total de estas primas se ha multiplicado casi por cinco, pasando de 1.243 millones de euros en 2004 a 6.054 millones de euros en 2009. Es destacable el crecimiento de las primas a la tecnología solar, que pasan de un 8,53% del total en 2007 a un 43,01% del total en 2009. 17.- El importe de las primas a la generación eléctrica en régimen especial forma parte de los costes del sistema eléctrico. Con el crecimiento de estas primas en los últimos años, han ido creciendo los costes del sistema eléctrico. Para el año 2009 la liquidación realizada por este concepto por parte de la CNE corresponde con un 39%. Muy por encima de los costes de distribución o transporte, con porcentajes de 30% y 8% respectivamente. Destacar también que la incorporación al mercado de la generación en régimen especial ha repercutido en los últimos años en un descenso considerable de los precios del mercado mayorista de la energía, dejando fuera de mercado a aquellas unidades de producción con mayores costes de producción. Este descenso de los precios de la energía en el mercado mayorista compensa en gran parte, podemos llamarlo así, el importe de las primas atribuidas al régimen especial de generación.



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ANEXO I. DEFINICIONES. A continuación se definen los términos de mayor interés que aparecen en el documento. Energía procedente de fuentes renovables: la energía procedente de fuentes renovables no fósiles, es decir, energía eólica, solar, aerotérmica, geotérmica, hidrotérmica y oceánica, hidráulica, biomasa, gases de vertedero, gases de plantas de depuración y biogás. (Directiva 2009/28/CE). Energía aerotérmica: la energía almacenada en forma de calor en el aire ambiente. (Directiva 2009/28/CE). Energía geotérmica: la energía almacenada en forma de calor bajo la superficie de la tierra sólida. (Directiva 2009/28/CE). Energía hidrotérmica: la energía almacenada en forma de calor en las aguas superficiales. (Directiva 2009/28/CE). Biomasa: la fracción biodegradable de los productos, desechos y residuos de origen biológico procedentes de actividades agrarias (incluidas las sustancias de origen vegetal y de origen animal), de la silvicultura y de las industrias conexas, incluidas la pesca y la acuicultura, así como la fracción biodegradable de los residuos industriales y municipales. (Directiva 2009/28/CE). Energía primaria: es aquella que se obtiene directamente en un yacimiento de la naturaleza. Existen dos grupos: las energías primarias no renovables (petróleo, carbón, gas y uranio) y las energías primarias renovables (hidroeléctrica, eólica, solar y biomasa). El sector energético parte de las energías primarias (las que se encuentran en la naturaleza) y a través de sus tecnologías las convierte en energías finales (disponibles en el mercado en forma de combustible, calor y electricidad). La energía primaria, por tanto, es aquella que no ha sido sometida a ningún proceso de conversión. Energía final: la energía suministrada al consumidor para ser convertida en energía útil. Intensidad energética: se define como la relación entre el consumo de energía (tep) e indicadores de la actividad económica, como el producto interior bruto. Consumo final bruto de energía: los productos energéticos suministrados con fines energéticos a la industria, el transporte, los hogares, los servicios, incluidos los servicios públicos, la agricultura, la silvicultura y la pesca, incluido el consumo de electricidad y calor por la rama de energía para la producción de electricidad y calor e incluidas las pérdidas de electricidad y calor en la distribución y el transporte. (Directiva 2009/28/CE). Régimen especial de producción eléctrica: la actividad de producción de energía eléctrica tendrá la consideración de producción en régimen especial en los siguientes casos, cuando se realice desde instalaciones cuya potencia instalada no supere los 50 MW:

a) Instalaciones que utilicen la cogeneración u otras formas de producción de electricidad asociadas a actividades no eléctricas siempre que supongan un alto rendimiento energético.

b) Cuando se utilice como energía primaria alguna de las energías renovables no consumibles, biomasa o cualquier tipo de biocarburante, siempre y cuando su titular no realice actividades de producción en régimen ordinario.

c) Cuando se utilicen como energía primaria residuos no renovables. También tendrá la consideración de producción en régimen especial la producción de energía eléctrica desde instalaciones de tratamiento y reducción de los residuos de los sectores agrícola, ganadero y de servicios, con una potencia instalada igual o inferior a 25 MW, cuando supongan un alto rendimiento energético. (Ley 54/1997, de 27 de noviembre del sector eléctrico).



75

Cogeneración: la generación simultánea en un proceso de energía térmica y eléctrica y/o mecánica. Cogeneración de alta eficiencia: la cogeneración que cumpla los criterios establecidos en el anexo III del Real Decreto 616/2007, de 11 de mayo, sobre fomento de la cogeneración. Tonelada equivalente de petróleo (tep): es una unidad de energía. Se define como 107 kilocalorías. Representa la cantidad de calor contenida en una tonelada de petróleo bruto (1160,49 litros de petróleo). Es muy habitual su expresión en kilo toneladas equivalentes de petróleo (ktep), siendo 1 ktep = 1000 tep. Se utiliza para valorar las emisiones de CO2 a la atmósfera por la quema de combustibles.



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ANEXO II. EVOLUCIÓN ANUAL DEL RÉGIMEN ESPECIAL EN ESPAÑA.

Tabla 38. Evolución anual del régimen especial en España.


Potencia Instalada

(MW)

Nº Instalaciones


Potencia Instalada

(MW)

Nº Instalaciones


Potencia Instalada

(MW)

Nº Instalaciones


Potencia Instalada (MW)

Nº Instalaciones

1990 566 356 0 0 2 2 0 977 640 01991 1.383 597 0 0 3 3 0 1.647 754 01992 1.816 648 0 0 17 33 0 2.037 796 01993 3.175 1.150 0 0 85 34 0 2.241 856 01994 5.476 1.441 0 1 1 0 78 41 0 2.491 940 01995 6.690 1.759 0 1 1 0 181 98 0 2.240 998 01996 9.050 2.350 0 1 1 0 374 227 0 3.589 1.058 01997 11.232 2.728 0 1 1 0 697 420 0 3.451 1.107 01998 13.671 3.660 546 1 1 12 1.354 886 77 3.622 1.296 6711999 16.575 4.201 664 1 2 16 2.693 1.686 119 3.794 1.436 7102000 16.757 4.923 770 1 2 45 4.688 2.296 147 3.933 1.466 7582001 16.684 5.345 812 2 4 196 6.930 3.508 199 4.406 1.559 7922002 18.286 5.561 833 5 7 795 9.602 5.066 253 3.899 1.591 8132003 18.992 5.621 840 9 11 1.581 12.060 6.324 304 5.088 1.664 8392004 19.265 5.685 858 18 23 3.266 16.086 8.532 386 4.749 1.706 8532005 18.823 5.687 858 40 47 5.391 21.187 10.095 446 3.817 1.768 8872006 16.778 5.814 861 105 146 9.875 23.166 11.897 509 4.144 1.898 9162007 17.708 6.012 856 491 701 20.285 27.601 14.536 637 4.121 1.895 9322008 21.183 6.058 863 2.543 3.459 51.312 32.128 16.323 731 4.636 1.979 9512009 21.472 5.907 979 6.018 3.635 51.866 36.836 18.451 1.062 5.209 1.969 1.0272010 11.797 5.964 985 3.142 3.874 52.199 21.420 18.721 1.077 3.909 1.969 1.027

COGENERACIÓN SOLAR EÓLICA HIDRÁULICA

Año



77

Tabla 38. Evolución anual del régimen especial en España (continuación).


Potencia Instalada

(MW)

Nº Instalaciones


Potencia Instalada

(MW)

Nº Instalaciones


Potencia Instalada

(MW)

Nº Instalaciones

1990 0 85 43 0 1.630 1.042 01991 1 1 0 106 52 0 3.138 1.407 01992 5 24 0 139 82 0 4.014 1.582 01993 14 24 0 182 87 0 5.697 2.151 01994 55 26 0 418 158 0 8.519 2.606 01995 203 40 0 692 201 0 10.006 3.098 01996 235 40 0 859 247 0 14.108 3.923 01997 107 41 0 1.011 247 0 16.499 4.544 01998 180 81 14 1.589 334 22 20.418 6.259 1.3421999 200 88 16 1.746 351 26 98 29 2 25.108 7.793 1.5532000 275 148 25 1.639 339 27 194 81 6 27.487 9.253 1.7782001 708 231 38 1.960 449 30 549 157 14 31.239 11.252 2.0802002 1.201 353 51 2.201 461 32 994 326 29 36.189 13.366 2.8062003 1.585 455 61 2.328 468 32 2.070 423 38 42.133 14.965 3.6952004 1.798 470 67 2.312 585 34 2.662 474 43 46.889 17.475 5.5072005 2.120 500 78 2.620 585 34 3.172 543 50 51.777 19.225 7.7442006 2.136 541 87 2.446 579 34 3.395 629 56 52.171 21.503 12.3382007 2.173 557 92 2.722 559 32 3.414 533 44 58.230 24.793 22.8802008 2.488 587 101 2.732 569 33 3.139 571 45 68.848 29.545 54.0382009 2.668 665 145 2.890 562 34 3.892 641 51 78.985 31.831 55.1642010 1.291 684 147 1.512 562 34 2.065 641 51 45.136 32.416 55.520

Año

BIOMASA RESIDUOS TRAT.RESIDUOSTotal Energía

Vendida (GWh)Total Potencia Instalada (MW)

Total Nº Instalaciones



78

ANEXO III. PARTICIPACIÓN DE LAS INSTALACIONES DE RÉGIMEN ESPECIAL Y RENOVABLES EN LA PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN BARRAS DE CENTRAL.

Tabla 39. Participación de las instalaciones de régimen especial y renovables en la producción de energía eléctrica en barras de central.

AÑO BIOMASABIOMASA/

DEMANDA b.c.COGENERACIÓ

N

COGENERACIÓN/ DEMANDA

b.c.EÓLICA

EÓLICA/ DEMANDA b.c.

HIDRÁULICA R.E.

HIDRÁULICA R.E./ DEMANDA

b.c.

HIDRÁULICA R.O.

HIDRÁULICA R.O./ DEMANDA

b.c.

1990 0% 566 0% 2 0% 977 1% 25.024 18%1991 1 0% 1.383 1% 3 0% 1.647 1% 26.723 19%1992 5 0% 1.816 1% 17 0% 2.037 1% 19.511 14%1993 14 0% 3.175 2% 85 0% 2.241 2% 23.520 17%1994 55 0% 5.476 4% 78 0% 2.491 2% 26.268 17%1995 203 0% 6.690 4% 181 0% 2.240 1% 21.960 14%1996 235 0% 9.050 6% 374 0% 3.589 2% 37.692 23%1997 107 0% 11.232 7% 697 0% 3.451 2% 33.168 19%1998 180 0% 13.671 8% 1.354 1% 3.622 2% 33.996 19%1999 200 0% 16.575 9% 2.693 1% 3.794 2% 24.168 12%2000 275 0% 16.757 8% 4.688 2% 3.933 2% 27.840 14%2001 708 0% 16.684 8% 6.930 3% 4.406 2% 36.446 17%2002 1.201 1% 18.286 8% 9.602 4% 3.899 2% 17.585 8%2003 1.585 1% 18.992 8% 12.060 5% 5.088 2% 35.500 15%2004 1.798 1% 19.265 8% 16.086 6% 4.749 2% 26.455 11%2005 2.120 1% 18.823 7% 21.187 8% 3.817 1% 14.586 6%2006 2.136 1% 16.778 6% 23.166 9% 4.144 2% 21.536 8%2007 2.173 1% 17.708 6% 27.601 10% 4.121 1% 23.215 8%2008 2.488 1% 21.183 8% 32.128 12% 4.636 2% 18.739 7%2009 2.668 1% 21.472 8% 36.836 14% 5.209 2% 21.153 8%2010 1.291 1% 11.797 10% 21.420 19% 3.909 3% 8.170 7%



79

Tabla 39. Participación de las instalaciones de régimen especial y renovables en la producción de energía eléctrica en barras de central (continuación).

AÑO RESIDUOSRESIDUOS/

DEMANDA b.c.SOLAR

SOLAR/ DEMANDA b.c.

TOTAL R.ESPECIAL

TOTAL R.ESPECIAL/

DEMANDA b.c.

TOTAL RENOVABLES

TOTAL RENOVABLES/ DEMANDA b.c.

TRAT. RESIDUOS

TRAT. RESIDUOS/

DEMANDA b.c.

1990 85 0% 0,00% 1.630 1% 26.003 19% 0%1991 106 0% 0,00% 3.138 2% 28.373 20% 0%1992 139 0% 0,00% 4.014 3% 21.570 15% 0%1993 182 0% 0,00% 5.697 4% 25.860 18% 0%1994 418 0% 1 0,00% 8.519 6% 28.893 19% 0%1995 692 0% 1 0,00% 10.006 6% 24.584 15% 0%1996 859 1% 1 0,00% 14.108 9% 41.891 26% 0%1997 1.011 1% 1 0,00% 16.499 10% 37.424 22% 0%1998 1.589 1% 1 0,00% 20.418 11% 39.154 22% 0%1999 1.746 1% 1 0,00% 25.108 13% 30.857 16% 98 0%2000 1.639 1% 1 0,00% 27.487 13% 36.737 18% 194 0%2001 1.960 1% 2 0,00% 31.239 14% 48.492 22% 549 0%2002 2.201 1% 5 0,00% 36.189 16% 32.291 14% 994 0%2003 2.328 1% 9 0,00% 42.133 18% 54.243 23% 2.070 1%2004 2.312 1% 18 0,01% 46.889 19% 49.106 20% 2.662 1%2005 2.620 1% 40 0,02% 51.777 20% 41.749 16% 3.172 1%2006 2.446 1% 105 0,04% 52.171 19% 51.086 19% 3.395 1%2007 2.722 1% 491 0,18% 58.230 21% 57.601 21% 3.414 1%2008 2.732 1% 2.543 0,91% 68.848 25% 60.533 22% 3.139 1%2009 2.890 1% 6.018 2,26% 78.985 30% 71.884 27% 3.892 1%2010 1.512 1% 3.142 2,72% 45.136 39% 37.932 33% 2.065 2%



80

ANEXO IV. RETRIBUCIÓN ANUAL RECIBIDA POR LOS PRODUCTORES DE RÉGIMEN ESPECIAL EN ESPAÑA SEGÚN TECNOLOGÍA.

Tabla 40. Retribución anual recibida por los productores de régimen especial en España según tecnología.

AÑOOPCIÓN VENTA

ENERGÍATECNOLOGÍA

Potencia Instalada

(MW)


Nº Instalaciones

Precio Medio Facturación Distribuidora (cent€/kWh)

Precio Medio Liquidación

Mercado (cent€/kWh)



Total (cent€/kWh)

COGENERACIÓN 2.902 5.779 611 8,561 0,000 494.744 8,561SOLAR 690 494 20.228 43,459 0,000 214.869 43,459EÓLICA 2.376 1.720 191 6,403 0,000 110.135 6,403

HIDRÁULICA 798 1.914 721 7,309 0,000 139.918 7,309BIOMASA 164 603 58 8,798 0,000 53.084 8,798

RESIDUOS 217 1.086 12 5,519 0,000 59.933 5,519TRAT.RESIDUOS 459 2.643 38 9,752 0,000 257.737 9,752

7.606 14.240 21.858 12,829 0,000 1.330.421 9,343COGENERACIÓN 2.479 10.731 187 2,638 4,383 753.414 7,021

SOLAR 11 2 1 25,601 4,370 710 29,971EÓLICA 12.160 25.883 446 4,077 3,831 2.046.899 7,908

HIDRÁULICA 1.079 2.208 202 4,005 4,109 179.198 8,114BIOMASA 332 1.483 31 4,429 4,182 127.709 8,612

RESIDUOS 342 1.636 20 2,450 4,144 107.881 6,594TRAT.RESIDUOS 0 504 0 2,645 4,214 34.536 6,859

16.404 42.448 886 6,549 4,176 3.250.346 7,657COGENERACIÓN 633 1.205 59 3,897 4,383 99.740 8,281

SOLAR 4 57 4,370EÓLICA 0 1 3,831

HIDRÁULICA 19 4 10 3,021 4,109 261 7,130BIOMASA 61 88 4 9,143 4,182 11.687 13,325

TRAT.RESIDUOS 74 268 6 5,597 4,214 26.313 9,811790 1.564 136 5,414 4,182 138.001 8,823

24.799 58.252 22.880 8,739 2,716 4.718.768 8,101COGENERACIÓN 1.172 4.402 411 8,983 0,000 395.435 8,983

SOLAR 3.246 2.465 49.359 45,236 0,000 1.114.941 45,236EÓLICA 1.147 2.350 164 6,883 0,000 161.718 6,883


RESIDUOS 67 318 8 5,752 0,000 18.278 5,752TRAT.RESIDUOS 99 1.287 10 10,816 0,000 139.227 10,816

6.286 12.474 50.521 13,752 0,000 1.970.875 15,800COGENERACIÓN 4.308 13.246 350 3,844 6,569 1.379.279 10,413

SOLAR 11 15 1 26,463 6,821 5.008 33,284EÓLICA 15.059 29.773 561 4,204 6,087 3.064.016 10,291

HIDRÁULICA 1.212 3.114 271 3,983 6,344 321.527 10,326BIOMASA 428 1.707 47 5,181 6,453 198.568 11,634

RESIDUOS 502 2.382 25 2,757 6,449 219.286 9,20621.520 50.236 1.254 7,738 6,454 5.187.684 10,327

COGENERACIÓN 580 3.540 103 2,803 6,569 331.767 9,372SOLAR 206 69 1.953 44,195 6,821 35.119 51,016EÓLICA 117 8 7 2,067 6,087 650 8,154

HIDRÁULICA 265 226 149 2,804 6,344 20.707 9,148BIOMASA 104 421 15 6,168 6,453 53.086 12,621

RESIDUOS 0 32 0 -0,892 6,449 1.772 5,556TRAT.RESIDUOS 472 1.853 35 4,933 6,420 210.321 11,352

1.743 6.148 2.261 8,868 6,449 653.422 10,628HIDRÁULICA 2 3 1 2,493 6,344 276 8,837

BIOMASA 3 5 2 5,391 6,453 641 11,8445 9 3 3,942 6,398 917 10,744

29.554 68.867 54.038 9,666 4,394 7.812.899 11,345COGENERACIÓN 1.858 14.375 132 3,866 3,792 1.107.135 7,702

SOLAR 130 64 4 27,122 3,813 19.706 30,929EÓLICA 16.643 35.206 877 4,425 3,644 2.836.931 8,058

HIDRÁULICA 977 3.493 277 4,012 3,841 275.831 7,897BIOMASA 359 1.739 43 7,186 3,764 191.049 10,984

RESIDUOS 424 2.766 24 2,969 3,792 187.570 6,78120.391 57.643 1.357 8,263 3,774 4.618.222 8,012

COGENERACIÓN 3.929 7.053 825 6,743 3,792 733.679 10,402SOLAR 3.505 5.996 51.862 45,585 3,813 2.812.783 46,911EÓLICA 1.541 1.485 169 6,600 3,644 116.149 7,823


RESIDUOS 30 25 5 4,573 3,792 1.353 5,336TRAT.RESIDUOS 641 3.894 51 8,490 3,792 473.583 12,161

10.605 20.852 53.692 12,545 3,777 4.370.693 20,960COGENERACIÓN 119 67 22 4,307 3,792 5.411 8,099

EÓLICA 267 175 16 4,700 3,644 14.619 8,344HIDRÁULICA 257 209 36 3,735 3,841 15.873 7,578

BIOMASA 83 69 36 6,018 3,764 6.707 9,788RESIDUOS 108 100 5 3,509 3,792 7.273 7,301

835 620 115 4,454 3,767 49.883 8,05131.831 79.115 55.164 8,870 3,773 9.038.798 11,425

Participación en otros mercados

Total Participación en otros mercadosTotal 2009

Participación en Mercado de

ofertas

Total Participación en Mercado de

Ventas a tarifa a través de

representante

Total Ventas a tarifa a través de


representante

Total Ventas a tarifa a través de Participación en otros mercadosTotal Participación en otros mercados


distribuidora



ofertas


2007


distribuidora



ofertas



representante

Total Ventas a tarifa a través de Total 2007

2008

Total 2008

2009



81

Tabla 40. Retribución anual recibida por los productores de régimen especial en España según tecnología (continuación).

AÑOOPCIÓN VENTA

ENERGÍATECNOLOGÍA

Potencia Instalada

(MW)


Nº Instalaciones

Precio Medio Facturación Distribuidora (cent€/kWh)

Precio Medio Liquidación

Mercado (cent€/kWh)



Total (cent€/kWh)

COGENERACIÓN 959 1.764 44 2,988 2,901 103.879 5,889SOLAR TE 330 208 8 26,807 3,115 62.105 29,922

EÓLICA 17.522 20.388 915 4,627 2,244 1.400.843 6,871HIDRÁULICA 928 2.021 258 4,151 2,698 138.428 6,849

BIOMASA 161 372 27 6,587 2,841 35.094 9,428RESIDUOS 424 1.235 24 2,917 3,097 74.251 6,014

20.324 25.988 1.276 8,013 2,816 1.814.600 6,983COGENERACIÓN 4.942 9.997 926 6,164 2,901 906.289 9,065

SOLAR FV 3.492 2.928 52.189 43,016 2,810 1.341.778 45,826SOLAR TE 51 7 2 25,377 3,115 1.932 28,492

EÓLICA 889 639 143 5,211 2,244 47.622 7,455HIDRÁULICA 789 1.378 735 5,527 2,698 113.333 8,225

BIOMASA 445 869 84 9,188 2,841 104.567 12,029RESIDUOS 30 0 5 0,000 3,097 0

TRAT.RESIDUOS 641 2.065 51 8,303 3,097 235.395 11,40011.279 17.883 54.135 12,848 2,850 2.750.916 15,383

COGENERACIÓN 63 50 15 3,829 2,901 3.332 6,730EÓLICA 310 393 19 4,897 2,244 28.050 7,141

HIDRÁULICA 253 510 34 3,874 2,698 33.511 6,572BIOMASA 78 165 36 5,431 2,841 13.656 8,272

RESIDUOS 108 278 5 3,311 3,097 17.796 6,408812 1.395 109 4,268 2,756 96.345 6,906

32.416 45.266 55.520 9,063 2,815 4.661.860 10,299Total 2010

2010


ofertas



representante


Participación en otros mercados

Total Participación en otros mercados



82

ANEXO V. ESTUDIO DE RENTABILIDAD DE LAS INSTALACIONES CONSIDERADAS EN ESTE TRABAJO.

Tabla 41. Estudio de rentabilidad parque eólico terrestre 34 MW.

AñoProducción anual

(GWh)Precio venta

(c€/kW)Facturación (€)

Costes de explotación (€)

Amortización (€)Beneficio antes impuestos (€)

Cuota impuestos (€)

Beneficio después impuestos (€)

Flujo de caja (€)

0 0 0 0 0 0 0 0 0 -40.326.9871 75,99 7,7471 5.887.021 1.013.383 3.360.582 1.513.056 529.570 983.486 4.344.0692 75,99 7,8966 6.000.641 1.038.718 3.360.582 1.601.341 560.469 1.040.872 4.401.4543 75,99 8,0490 6.116.453 1.064.686 3.360.582 1.691.186 591.915 1.099.271 4.459.8534 75,99 8,2044 6.234.501 1.091.303 3.360.582 1.782.616 623.916 1.158.700 4.519.2825 75,99 8,3627 6.354.827 1.118.585 3.360.582 1.875.659 656.481 1.219.179 4.579.7616 75,99 8,5241 6.477.475 1.146.550 3.360.582 1.970.343 689.620 1.280.723 4.641.3057 75,99 8,6886 6.602.490 1.175.214 3.360.582 2.066.694 723.343 1.343.351 4.703.9338 75,99 8,8563 6.729.918 1.204.594 3.360.582 2.164.742 757.660 1.407.082 4.767.6649 75,99 9,0272 6.859.805 1.234.709 3.360.582 2.264.515 792.580 1.471.935 4.832.51710 75,99 9,2015 6.992.200 1.265.577 3.360.582 2.366.041 828.114 1.537.927 4.898.50911 75,99 9,3791 7.127.149 1.297.216 3.360.582 2.469.351 864.273 1.605.078 4.965.66012 75,99 9,5601 7.264.703 1.329.646 3.360.582 2.574.475 901.066 1.673.409 5.033.99113 75,99 9,7446 7.404.912 1.362.887 0 6.042.024 2.114.709 3.927.316 3.927.31614 75,99 9,9327 7.547.827 1.396.960 0 6.150.867 2.152.803 3.998.064 3.998.06415 75,99 10,1244 7.693.500 1.431.884 0 6.261.616 2.191.566 4.070.050 4.070.05016 75,99 10,3198 7.841.984 1.467.681 0 6.374.304 2.231.006 4.143.297 4.143.29717 75,99 10,5189 7.993.335 1.504.373 0 6.488.962 2.271.137 4.217.825 4.217.82518 75,99 10,7219 8.147.606 1.541.982 0 6.605.624 2.311.968 4.293.656 4.293.65619 75,99 10,9289 8.304.855 1.580.532 0 6.724.323 2.353.513 4.370.810 4.370.81020 75,99 11,1398 8.465.138 1.620.045 0 6.845.094 2.395.783 4.449.311 4.449.311


40.326.987 €9,31%

7.463.633 €8 años y 10 meses



83

Tabla 42. Estudio de rentabilidad planta fotovoltaica 12 MW.


(GWh)Precio venta






Flujo de caja (€)

0 0 0 0 0 0 0 0 0 -55.515.9901 24,444 26,5509 6.490.102 477.000 4.626.333 1.386.769 485.369 901.400 5.527.7332 24,444 27,0633 6.615.361 488.925 4.626.333 1.500.103 525.036 975.067 5.601.4003 24,444 27,5857 6.743.037 501.148 4.626.333 1.615.557 565.445 1.050.112 5.676.4444 24,444 28,1181 6.873.178 513.677 4.626.333 1.733.169 606.609 1.126.560 5.752.8925 24,444 28,6607 7.005.830 526.519 4.626.333 1.852.979 648.543 1.204.436 5.830.7696 24,444 29,2139 7.141.043 539.682 4.626.333 1.975.029 691.260 1.283.769 5.910.1017 24,444 29,7777 7.278.865 553.174 4.626.333 2.099.359 734.776 1.364.583 5.990.9168 24,444 30,3524 7.419.347 567.003 4.626.333 2.226.012 779.104 1.446.907 6.073.2409 24,444 30,9382 7.562.541 581.178 4.626.333 2.355.030 824.260 1.530.769 6.157.10210 24,444 31,5353 7.708.498 595.708 4.626.333 2.486.457 870.260 1.616.197 6.242.53011 24,444 32,1440 7.857.272 610.600 4.626.333 2.620.339 917.119 1.703.220 6.329.55312 24,444 32,7643 8.008.917 625.865 4.626.333 2.756.719 964.852 1.791.867 6.418.20013 24,444 33,3967 8.163.489 641.512 0 7.521.977 2.632.692 4.889.285 4.889.28514 24,444 34,0413 8.321.044 657.550 0 7.663.495 2.682.223 4.981.271 4.981.27115 24,444 34,6983 8.481.641 673.989 0 7.807.652 2.732.678 5.074.974 5.074.97416 24,444 35,3679 8.645.336 690.838 0 7.954.498 2.784.074 5.170.424 5.170.42417 24,444 36,0505 8.812.191 708.109 0 8.104.082 2.836.429 5.267.653 5.267.65318 24,444 36,7463 8.982.266 725.812 0 8.256.455 2.889.759 5.366.695 5.366.69519 24,444 37,4555 9.155.624 743.957 0 8.411.667 2.944.083 5.467.584 5.467.58420 24,444 38,1784 9.332.328 762.556 0 8.569.772 2.999.420 5.570.352 5.570.35221 24,444 38,9152 9.512.442 781.620 0 8.730.822 3.055.788 5.675.034 5.675.03422 24,444 39,6663 9.696.032 801.161 0 8.894.871 3.113.205 5.781.666 5.781.66623 24,444 40,4319 9.883.165 821.190 0 9.061.976 3.171.691 5.890.284 5.890.28424 24,444 41,2122 10.073.910 841.719 0 9.232.191 3.231.267 6.000.924 6.000.92425 24,444 42,0076 10.268.337 862.762 0 9.405.574 3.291.951 6.113.623 6.113.623


55.515.990 €9,16%

9 años y 6 meses11.165.234 €



84

Tabla 43. Estudio de rentabilidad planta fotovoltaica 120x100 kW.


(GWh)Precio venta






Flujo de caja (€)

0 0 0 0 0 0 0 0 0 -78.495.3661 24,444 44,0381 10.764.673 477.000 6.541.281 3.746.393 1.311.237 2.435.155 8.976.4362 24,444 44,8880 10.972.431 488.925 6.541.281 3.942.226 1.379.779 2.562.447 9.103.7273 24,444 45,7544 11.184.199 501.148 6.541.281 4.141.771 1.449.620 2.692.151 9.233.4314 24,444 46,6374 11.400.054 513.677 6.541.281 4.345.097 1.520.784 2.824.313 9.365.5945 24,444 47,5375 11.620.075 526.519 6.541.281 4.552.276 1.593.297 2.958.979 9.500.2606 24,444 48,4550 11.844.343 539.682 6.541.281 4.763.381 1.667.183 3.096.197 9.637.4787 24,444 49,3902 12.072.939 553.174 6.541.281 4.978.484 1.742.470 3.236.015 9.777.2958 24,444 50,3434 12.305.946 567.003 6.541.281 5.197.663 1.819.182 3.378.481 9.919.7619 24,444 51,3151 12.543.451 581.178 6.541.281 5.420.992 1.897.347 3.523.645 10.064.92610 24,444 52,3054 12.785.540 595.708 6.541.281 5.648.552 1.976.993 3.671.559 10.212.83911 24,444 53,3149 13.032.301 610.600 6.541.281 5.880.420 2.058.147 3.822.273 10.363.55312 24,444 54,3439 13.283.824 625.865 6.541.281 6.116.678 2.140.837 3.975.841 10.517.12113 24,444 55,3927 13.540.202 641.512 0 12.898.690 4.514.541 8.384.148 8.384.14814 24,444 56,4618 13.801.528 657.550 0 13.143.978 4.600.392 8.543.586 8.543.58615 24,444 57,5515 14.067.897 673.989 0 13.393.909 4.687.868 8.706.041 8.706.04116 24,444 58,6623 14.339.408 690.838 0 13.648.569 4.776.999 8.871.570 8.871.57017 24,444 59,7945 14.616.158 708.109 0 13.908.049 4.867.817 9.040.232 9.040.23218 24,444 60,9485 14.898.250 725.812 0 14.172.438 4.960.353 9.212.085 9.212.08519 24,444 62,1248 15.185.786 743.957 0 14.441.829 5.054.640 9.387.189 9.387.18920 24,444 63,3238 15.478.872 762.556 0 14.716.316 5.150.711 9.565.605 9.565.60521 24,444 64,5460 15.777.614 781.620 0 14.995.994 5.248.598 9.747.396 9.747.39622 24,444 65,7917 16.082.122 801.161 0 15.280.962 5.348.337 9.932.625 9.932.62523 24,444 67,0615 16.392.507 821.190 0 15.571.318 5.449.961 10.121.356 10.121.35624 24,444 68,3558 16.708.883 841.719 0 15.867.163 5.553.507 10.313.656 10.313.65625 24,444 69,6750 17.031.364 862.762 0 16.168.602 5.659.011 10.509.591 10.509.591


78.495.366 €11,21%

8 años y 4 meses32.153.756 €



85

Tabla 44. Estudio de rentabilidad planta termosolar 50 MW.


(GWh)Precio venta






Flujo de caja (€)

0 0 0 0 0 0 0 0 0 -308.997.0001 178,90 28,4983 50.983.459 5.913.880 25.749.750 19.319.829 6.761.940 12.557.889 38.307.6392 178,90 29,0483 51.967.439 6.061.727 25.749.750 20.155.962 7.054.587 13.101.376 38.851.1263 178,90 29,6089 52.970.411 6.213.270 25.749.750 21.007.391 7.352.587 13.654.804 39.404.5544 178,90 30,1804 53.992.740 6.368.602 25.749.750 21.874.388 7.656.036 14.218.352 39.968.1025 178,90 30,7629 55.034.800 6.527.817 25.749.750 22.757.233 7.965.032 14.792.201 40.541.9516 178,90 31,3566 56.096.971 6.691.012 25.749.750 23.656.209 8.279.673 15.376.536 41.126.2867 178,90 31,9618 57.179.643 6.858.288 25.749.750 24.571.605 8.600.062 15.971.543 41.721.2938 178,90 32,5787 58.283.210 7.029.745 25.749.750 25.503.715 8.926.300 16.577.415 42.327.1659 178,90 33,2074 59.408.076 7.205.489 25.749.750 26.452.838 9.258.493 17.194.344 42.944.09410 178,90 33,8483 60.554.652 7.385.626 25.749.750 27.419.276 9.596.747 17.822.530 43.572.28011 178,90 34,5016 61.723.357 7.570.266 25.749.750 28.403.340 9.941.169 18.462.171 44.211.92112 178,90 35,1675 62.914.618 7.759.523 25.749.750 29.405.344 10.291.871 19.113.474 44.863.22413 178,90 35,8462 64.128.870 7.953.511 0 56.175.359 19.661.375 36.513.983 36.513.98314 178,90 36,5380 65.366.557 8.152.349 0 57.214.208 20.024.973 37.189.235 37.189.23515 178,90 37,2432 66.628.131 8.356.158 0 58.271.974 20.395.191 37.876.783 37.876.78316 178,90 37,9620 67.914.054 8.565.062 0 59.348.993 20.772.147 38.576.845 38.576.84517 178,90 38,6947 69.224.796 8.779.188 0 60.445.607 21.155.963 39.289.645 39.289.64518 178,90 39,4415 70.560.834 8.998.668 0 61.562.166 21.546.758 40.015.408 40.015.40819 178,90 40,2027 71.922.658 9.223.634 0 62.699.024 21.944.658 40.754.365 40.754.36520 178,90 40,9786 73.310.766 9.454.225 0 63.856.540 22.349.789 41.506.751 41.506.75121 178,90 41,7695 74.725.663 9.690.581 0 65.035.082 22.762.279 42.272.804 42.272.80422 178,90 42,5757 76.167.869 9.932.846 0 66.235.023 23.182.258 43.052.765 43.052.76523 178,90 43,3974 77.637.908 10.181.167 0 67.456.742 23.609.860 43.846.882 43.846.88224 178,90 44,2349 79.136.320 10.435.696 0 68.700.624 24.045.218 44.655.406 44.655.40625 178,90 45,0887 80.663.651 10.696.588 0 69.967.063 24.488.472 45.478.591 45.478.591


308.997.000 €12,40%

7 años y 8 meses165.757.869 €



86

Tabla 45. Estudio de rentabilidad central mini hidráulica 5 MW.


(GWh)Precio venta






Flujo de caja (€)

0 0 0 0 0 0 0 0 0 -7.500.0001 15,00 8,2519 1.237.785 225.000 625.000 387.785 135.725 252.060 877.0602 15,00 8,4112 1.261.674 230.625 625.000 406.049 142.117 263.932 888.9323 15,00 8,5735 1.286.025 236.391 625.000 424.634 148.622 276.012 901.0124 15,00 8,7390 1.310.845 242.300 625.000 443.544 155.241 288.304 913.3045 15,00 8,9076 1.336.144 248.358 625.000 462.786 161.975 300.811 925.8116 15,00 9,0795 1.361.932 254.567 625.000 482.365 168.828 313.537 938.5377 15,00 9,2548 1.388.217 260.931 625.000 502.286 175.800 326.486 951.4868 15,00 9,4334 1.415.010 267.454 625.000 522.555 182.894 339.661 964.6619 15,00 9,6155 1.442.319 274.141 625.000 543.179 190.113 353.066 978.06610 15,00 9,8010 1.470.156 280.994 625.000 564.162 197.457 366.705 991.70511 15,00 9,9902 1.498.530 288.019 625.000 585.511 204.929 380.582 1.005.58212 15,00 10,1830 1.527.452 295.219 625.000 607.232 212.531 394.701 1.019.70113 15,00 10,3795 1.556.932 302.600 0 1.254.332 439.016 815.315 815.31514 15,00 10,5799 1.586.980 310.165 0 1.276.815 446.885 829.930 829.93015 15,00 10,7841 1.617.609 317.919 0 1.299.690 454.891 844.798 844.79816 15,00 10,9922 1.648.829 325.867 0 1.322.962 463.037 859.925 859.92517 15,00 11,2043 1.680.651 334.014 0 1.346.637 471.323 875.314 875.31418 15,00 11,4206 1.713.088 342.364 0 1.370.724 479.753 890.970 890.97019 15,00 11,6410 1.746.150 350.923 0 1.395.227 488.330 906.898 906.89820 15,00 11,8657 1.779.851 359.696 0 1.420.155 497.054 923.101 923.10121 15,00 12,0947 1.814.202 368.689 0 1.445.514 505.930 939.584 939.58422 15,00 12,3281 1.849.216 377.906 0 1.471.310 514.959 956.352 956.35223 15,00 12,5660 1.884.906 387.354 0 1.497.553 524.143 973.409 973.40924 15,00 12,8086 1.921.285 397.037 0 1.524.248 533.487 990.761 990.76125 15,00 13,0558 1.958.366 406.963 0 1.551.402 542.991 1.008.412 1.008.412


7.500.000 €11,45%

8 años y 2 meses 3.251.389 €



87

ANEXO VI. CÁLCULO DEL LÍMITE INFERIOR DE TARIFA DE RENTABILIDAD.

Tabla 46. Cálculo del límite inferior de tarifa de rentabilidad para parque eólico terrestre de 34 MW.


(GWh)Precio venta






Flujo de caja (€)

0 0 0 0 0 0 0 0 0 -40.326.9871 75,99 6,4121 5.887.021 1.013.383 3.360.582 1.513.056 529.570 983.486 4.344.0692 75,99 6,5359 4.966.595 1.038.718 3.360.582 567.296 198.553 368.742 3.729.3243 75,99 6,6620 5.062.450 1.064.686 3.360.582 637.183 223.014 414.169 3.774.7514 75,99 6,7906 5.160.156 1.091.303 3.360.582 708.271 247.895 460.376 3.820.9585 75,99 6,9216 5.259.747 1.118.585 3.360.582 780.579 273.203 507.377 3.867.9596 75,99 7,0552 5.361.260 1.146.550 3.360.582 854.128 298.945 555.183 3.915.7657 75,99 7,1914 5.464.732 1.175.214 3.360.582 928.937 325.128 603.809 3.964.3918 75,99 7,3302 5.570.201 1.204.594 3.360.582 1.005.025 351.759 653.267 4.013.8499 75,99 7,4716 5.677.706 1.234.709 3.360.582 1.082.416 378.845 703.570 4.064.15210 75,99 7,6159 5.787.286 1.265.577 3.360.582 1.161.128 406.395 754.733 4.115.31511 75,99 7,7628 5.898.981 1.297.216 3.360.582 1.241.183 434.414 806.769 4.167.35112 75,99 7,9127 6.012.831 1.329.646 3.360.582 1.322.603 462.911 859.692 4.220.27413 75,99 8,0654 6.128.879 1.362.887 0 4.765.991 1.668.097 3.097.894 3.097.89414 75,99 8,2210 6.247.166 1.396.960 0 4.850.206 1.697.572 3.152.634 3.152.63415 75,99 8,3797 6.367.736 1.431.884 0 4.935.853 1.727.548 3.208.304 3.208.30416 75,99 8,5414 6.490.634 1.467.681 0 5.022.953 1.758.034 3.264.919 3.264.91917 75,99 8,7063 6.615.903 1.504.373 0 5.111.530 1.789.036 3.322.495 3.322.49518 75,99 8,8743 6.743.590 1.541.982 0 5.201.608 1.820.563 3.381.045 3.381.04519 75,99 9,0456 6.873.741 1.580.532 0 5.293.209 1.852.623 3.440.586 3.440.58620 75,99 9,2202 7.006.404 1.620.045 0 5.386.359 1.885.226 3.501.134 3.501.134


40.326.987 €7,00%

72 €10 años y 2 meses



88

Tabla 47. Cálculo del límite inferior de tarifa de rentabilidad para planta fotovoltaica de 12 MW.


(GWh)Precio venta






Flujo de caja (€)

0 0 0,0000 0 0 0 0 0 0 -55.515.9901 24,444 21,4820 5.251.060 477.000 4.626.333 147.728 51.705 96.023 4.722.3552 24,444 21,8966 5.352.406 488.925 4.626.333 237.148 83.002 154.146 4.780.4793 24,444 22,3192 5.455.707 501.148 4.626.333 328.226 114.879 213.347 4.839.6804 24,444 22,7500 5.561.002 513.677 4.626.333 420.993 147.347 273.645 4.899.9785 24,444 23,1890 5.668.329 526.519 4.626.333 515.478 180.417 335.061 4.961.3936 24,444 23,6366 5.777.728 539.682 4.626.333 611.714 214.100 397.614 5.023.9477 24,444 24,0928 5.889.238 553.174 4.626.333 709.732 248.406 461.326 5.087.6588 24,444 24,5578 6.002.901 567.003 4.626.333 809.565 283.348 526.217 5.152.5509 24,444 25,0317 6.118.757 581.178 4.626.333 911.246 318.936 592.310 5.218.64210 24,444 25,5148 6.236.849 595.708 4.626.333 1.014.809 355.183 659.626 5.285.95811 24,444 26,0073 6.357.220 610.600 4.626.333 1.120.287 392.100 728.187 5.354.51912 24,444 26,5092 6.479.914 625.865 4.626.333 1.227.716 429.701 798.016 5.424.34813 24,444 27,0208 6.604.977 641.512 0 5.963.465 2.087.213 3.876.252 3.876.25214 24,444 27,5424 6.732.453 657.550 0 6.074.903 2.126.216 3.948.687 3.948.68715 24,444 28,0739 6.862.389 673.989 0 6.188.400 2.165.940 4.022.460 4.022.46016 24,444 28,6157 6.994.833 690.838 0 6.303.995 2.206.398 4.097.597 4.097.59717 24,444 29,1680 7.129.833 708.109 0 6.421.724 2.247.603 4.174.121 4.174.12118 24,444 29,7310 7.267.439 725.812 0 6.541.627 2.289.570 4.252.058 4.252.05819 24,444 30,3048 7.407.701 743.957 0 6.663.743 2.332.310 4.331.433 4.331.43320 24,444 30,8897 7.550.669 762.556 0 6.788.113 2.375.840 4.412.274 4.412.27421 24,444 31,4858 7.696.397 781.620 0 6.914.777 2.420.172 4.494.605 4.494.60522 24,444 32,0935 7.844.938 801.161 0 7.043.777 2.465.322 4.578.455 4.578.45523 24,444 32,7129 7.996.345 821.190 0 7.175.155 2.511.304 4.663.851 4.663.85124 24,444 33,3443 8.150.674 841.719 0 7.308.955 2.558.134 4.750.821 4.750.82125 24,444 33,9878 8.307.982 862.762 0 7.445.220 2.605.827 4.839.393 4.839.393


55.515.990 €7,00%

11 años142 €



89

Tabla 48. Cálculo del límite inferior de tarifa de rentabilidad para planta termosolar de50 MW.


(GWh)Precio venta






Flujo de caja (€)

0 0 0 0 0 0 0 0 0 -308.997.0001 178,90 18,2161 32.588.603 5.913.880 25.749.750 924.973 323.741 601.232 26.350.9822 178,90 18,5677 33.217.563 6.061.727 25.749.750 1.406.086 492.130 913.956 26.663.7063 178,90 18,9260 33.858.662 6.213.270 25.749.750 1.895.642 663.475 1.232.167 26.981.9174 178,90 19,2913 34.512.134 6.368.602 25.749.750 2.393.782 837.824 1.555.958 27.305.7085 178,90 19,6636 35.178.218 6.527.817 25.749.750 2.900.651 1.015.228 1.885.423 27.635.1736 178,90 20,0431 35.857.158 6.691.012 25.749.750 3.416.395 1.195.738 2.220.657 27.970.4077 178,90 20,4300 36.549.201 6.858.288 25.749.750 3.941.163 1.379.407 2.561.756 28.311.5068 178,90 20,8243 37.254.601 7.029.745 25.749.750 4.475.106 1.566.287 2.908.819 28.658.5699 178,90 21,2262 37.973.614 7.205.489 25.749.750 5.018.376 1.756.432 3.261.944 29.011.69410 178,90 21,6358 38.706.505 7.385.626 25.749.750 5.571.129 1.949.895 3.621.234 29.370.98411 178,90 22,0534 39.453.541 7.570.266 25.749.750 6.133.524 2.146.734 3.986.791 29.736.54112 178,90 22,4790 40.214.994 7.759.523 25.749.750 6.705.721 2.347.002 4.358.719 30.108.46913 178,90 22,9129 40.991.143 7.953.511 0 33.037.632 11.563.171 21.474.461 21.474.46114 178,90 23,3551 41.782.272 8.152.349 0 33.629.924 11.770.473 21.859.450 21.859.45015 178,90 23,8059 42.588.670 8.356.158 0 34.232.513 11.981.379 22.251.133 22.251.13316 178,90 24,2653 43.410.632 8.565.062 0 34.845.570 12.195.950 22.649.621 22.649.62117 178,90 24,7336 44.248.457 8.779.188 0 35.469.269 12.414.244 23.055.025 23.055.02518 178,90 25,2110 45.102.452 8.998.668 0 36.103.784 12.636.325 23.467.460 23.467.46019 178,90 25,6976 45.972.929 9.223.634 0 36.749.295 12.862.253 23.887.042 23.887.04220 178,90 26,1935 46.860.207 9.454.225 0 37.405.982 13.092.094 24.313.888 24.313.88821 178,90 26,6991 47.764.609 9.690.581 0 38.074.028 13.325.910 24.748.118 24.748.11822 178,90 27,2143 48.686.466 9.932.846 0 38.753.620 13.563.767 25.189.853 25.189.85323 178,90 27,7396 49.626.115 10.181.167 0 39.444.948 13.805.732 25.639.216 25.639.21624 178,90 28,2750 50.583.899 10.435.696 0 40.148.203 14.051.871 26.096.332 26.096.33225 178,90 28,8207 51.560.168 10.696.588 0 40.863.580 14.302.253 26.561.327 26.561.327


308.997.000 €7,00%

11 años552 €



90

Tabla 49. Cálculo del límite inferior de tarifa de rentabilidad para central mini hidráulica 5 MW.


(GWh)Precio venta






Flujo de caja (€)

0 0,00 0,0000 0 0 0 0 0 0 -7.500.0001 15,00 5,8465 876.975 225.000 625.000 26.975 9.441 17.534 642.5342 15,00 5,9593 893.901 230.625 625.000 38.276 13.396 24.879 649.8793 15,00 6,0744 911.153 236.391 625.000 49.762 17.417 32.345 657.3454 15,00 6,1916 928.738 242.300 625.000 61.438 21.503 39.935 664.9355 15,00 6,3111 946.663 248.358 625.000 73.305 25.657 47.648 672.6486 15,00 6,4329 964.933 254.567 625.000 85.367 29.878 55.488 680.4887 15,00 6,5570 983.557 260.931 625.000 97.626 34.169 63.457 688.4578 15,00 6,6836 1.002.539 267.454 625.000 110.085 38.530 71.555 696.5559 15,00 6,8126 1.021.888 274.141 625.000 122.748 42.962 79.786 704.786

10 15,00 6,9441 1.041.611 280.994 625.000 135.617 47.466 88.151 713.15111 15,00 7,0781 1.061.714 288.019 625.000 148.695 52.043 96.652 721.65212 15,00 7,2147 1.082.205 295.219 625.000 161.985 56.695 105.290 730.29013 15,00 7,3539 1.103.091 302.600 0 800.491 280.172 520.319 520.31914 15,00 7,4959 1.124.381 310.165 0 814.216 284.976 529.240 529.24015 15,00 7,6405 1.146.082 317.919 0 828.163 289.857 538.306 538.30616 15,00 7,7880 1.168.201 325.867 0 842.334 294.817 547.517 547.51717 15,00 7,9383 1.190.747 334.014 0 856.734 299.857 556.877 556.87718 15,00 8,0915 1.213.729 342.364 0 871.365 304.978 566.387 566.38719 15,00 8,2477 1.237.154 350.923 0 886.230 310.181 576.050 576.05020 15,00 8,4069 1.261.031 359.696 0 901.334 315.467 585.867 585.86721 15,00 8,5691 1.285.369 368.689 0 916.680 320.838 595.842 595.84222 15,00 8,7345 1.310.176 377.906 0 932.270 326.295 605.976 605.97623 15,00 8,9031 1.335.463 387.354 0 948.109 331.838 616.271 616.27124 15,00 9,0749 1.361.237 397.037 0 964.200 337.470 626.730 626.73025 15,00 9,2501 1.387.509 406.963 0 980.546 343.191 637.355 637.355


7.500.000 €7,00%

11 años105 €



91

ANEXO VII. ANÁLISIS COMPARATIVO LÍNEA DE INTERCONEXIÓN VERSUS INSTALACIÓN DE ALMACENAMIENTO MEDIANTE BOMBEO En este apartado se realiza un somero análisis comparativo en relación a los costes que suponen la realización de una línea de interconexión con Francia, de doble circuito en corriente alterna, de potencia 2.000 MW y una longitud de 60 km, a la tensión de 400 kV, que se conectan a la red de transporte mediante subestaciones de interconexión en ambos extremos, con configuración interruptor y medio, y los costes estimados necesarios para la construcción de instalaciones de almacenamiento de energía a través de centrales de bombeo. Dentro de las posibles herramientas para la gestionabilidad de las instalaciones de producción de energía eléctrica en régimen especial. Como se ha indicado en el trabajo, está previsto y en proyecto aumentar la interconexión con Centro Europa a través de Francia. Aquí, se valora una posible alternativa, como es el almacenamiento de gran potencia mediante instalaciones de bombeo. Las características principales de la línea figuran en la tabla 50.

Tabla 50. Características generales línea doble circuito 400 kV.

Tensión de servicio, kV 400Tipo de tensión AlternaNúmero de circuitos 2Longitud total línea, km 60Vano medio, m 540Conductor LA-545 dúplexIntensidad máxima del conductor, A 898Cable de tierra 2 OPGW-48Aislamiento 23 unidades U160BSTipos de apoyos Métalicos de celosíaPotencia aparente máxima de transporte, MVA 2.488,62Potencia máxima de transporte para fdp =0,95, MW 2.364,19Potencia máxima de transporte para fdp =0,90, MW 2.239,76Potencia máxima de transporte para fdp =0,80, MW 1.990,90

CARACTERÍSTICAS GENERALES LÍNEA DOBLE CIRCUITO 400 kV

El presupuesto estimado de la interconexión, considerando la línea de doble circuito y dos subestaciones de conexión con las redes de transporte existentes se indican en la tabla 51.

Tabla 51. Presupuesto de línea eléctrica 400 kV, 60 km D/C, y subestaciones de interconexión interruptor y medio.

Concepto Importe (€)

Capítulo 1. Materiales 13.085.606Capítulo 2. Construcción2.1.- Obra civil. 3.021.2912.2.- Montaje. 4.970.572Capítulo 3. Ingeniería y D.O. 1.024.239Capítulo 4. Tramitación, permisos, licencias y tasas 1.768.137(se estima en un 8% total de construcción)Total presupuesto línea eléctrica 23.869.844



92

Tabla 51. Presupuesto de línea eléctrica 400 kV, 60 km D/C, y subestaciones de interconexión interruptor y medio (continuación).

Concepto Importe (€)

Capítulo 1. Obra civil. 1.845.360Capítulo 2. Edificio. 650.122Capítulo 3. Materiales, embarrados, montaje. 2.486.0002 posiciones de línea interruptor y medioCapítulo 4. Control, protecciones, telecomunicaciones. 510.872

Total presupuesto subestación 5.492.354

Presupuesto dos subestaciones de interconexión 10.984.708

Presupuesto total de la interconexión (línea+subestaciones) 34.854.552

La intensidad de la inversión considerando una potencia de 1.990 MW, es decir, potencia de transporte para un factor de potencia 0,8, corresponde con 17,51 €/kW. Para instalaciones de almacenamiento por bombeo, los costes medios de inversión en instalaciones de potencia hasta 1.000 MW, están en el rango 2.700 – 3.300 USD/kW . Para una tasa de cambio EUR/USD = 1,36, es equivalente al rango de 1985 – 2426 €/kW. Estas instalaciones tienen una autonomía de hasta 12 horas, una eficiencia en torno al 87% y una vida útil de 30 años23. Como se puede observar, los costes de inversión asociados a las instalaciones de bombeo son muy superiores a los de instalaciones de interconexión. Sin mencionar las ventajas que presenta la interconexión, es cierto que el almacenamiento de energía en instalaciones de bombeo, es una de las herramientas a considerar para la gestionabilidad de la producción de energía eléctrica con fuentes de energía renovables.



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BIBLIOGRAFÍA Para la realización del presente trabajo se han consultado entre otros los siguientes documentos y páginas web: Documentos: - Directiva 2009/28/CE, de 23 de abril de 2009, relativa al fomento del uso de energía

procedente de fuentes renovables y por la que se modifican y se derogan las Directivas 2001/77/CE y 2003/30/CE.

- R.D. 661/2007, de 25 de mayo, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial.

- R.D. 1578/2008, de 26 de septiembre, de retribución de la actividad de producción de energía eléctrica mediante tecnología solar fotovoltaica para instalaciones posteriores a la fecha límite de mantenimiento de la retribución del Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, para dicha tecnología.

- Plan de Acción Nacional de Energías Renovables de España (PANER) 2011-2020. Ministerio de Industria, Turismo y Comercio. IDAE. Instituto para la diversificación y ahorro de la energía.

- Informe de precios energéticos regulados. Nº. 2. Año 2010. IDAE. Instituto para la diversificación y ahorro de la energía.

- Boletín mensual de indicadores eléctricos y económicos, Julio-2010. CNE. - Manuales de Energías Renovables. 6. Minicentrales hidroeléctricas. IDAE. Instituto para la

diversificación y ahorro de la energía. - Internacional Energy Agency 2009. Working paper, Prospects for Large-Scale Energy

Storage in Decarbonised Power Grids. - Boletín mensual de indicadores eléctricos y económicos, julio 2010. CNE. Webs: www.idae.es/ INSTITUTO PARA LA DIVERSIFICACIÓN Y

AHORRO DE LA ENERGÍA www.ree.es/ RED ELÉCTRICA DE ESPAÑA. www.cne.es COMISIÓN NACIONAL DE LA ENERGÍA www.ine.es INSTITUTO NACIONAL DE ESTADÍSTICA www.appa.es/ ASOCIACIÓN PRODUCTORES DE

ENERGÍAS RENOVABLES www.ega-asociacioneolicagalicia.es/ ASOCIACIÓN EÓLICA DE GALICIA www.termosolar.renovetec.com RENOVETEC www.wikipedia Otros: Se han realizado consultas a diversas ingenierías que realizan su actividad dentro del sector de las energías renovables.



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Referencias en el documento: [1]. Fuente EUROSTAT (año 2007)/MICyT(2008). [2]. Fuente EUROSTAT (año 2007)/MICyT(2008). [3]. Fuente Boston Consulting Group, “Evolución tecnológica y prospectiva de costes por tecnologías de energías renovables a 2020-2030”. [4]. Fuente Plan Nacional de Acción de Energías Renovables de España (PANER) 2011-2020. MITyC. Instituto para la diversificación y ahorro de la energía. [5]. Fuente Plan Nacional de Acción de Energías Renovables de España (PANER) 2011-2020. MITyC. Instituto para la diversificación y ahorro de la energía. [6]. Fuente Plan Nacional de Acción de Energías Renovables de España (PANER) 2011-2020. MITyC. Instituto para la diversificación y ahorro de la energía. [7]. Según el IDAE, las intensidades energéticas primarias a finales de 2006 para el conjunto de la Unión Europea de los 15 tenía un valor de 0,160 ktep/€00 y para España 0,185 ktep/€00. [8]. Fuente Plan Nacional de Acción de Energías Renovables de España (PANER) 2011-2020. MITyC. Instituto para la diversificación y ahorro de la energía. [9]. Fuente Plan Nacional de Acción de Energías Renovables de España (PANER) 2011-2020. MITyC. Instituto para la diversificación y ahorro de la energía. [10]. Fuente Plan Nacional de Acción de Energías Renovables de España (PANER) 2011-2020. MITyC. Instituto para la diversificación y ahorro de la energía. [11]. Valor del complemento por energía reactiva incluido en el artículo 29 del RD. 661/2007. [12]. Fuente: CNE. Boletín mensual de indicadores eléctricos y económicos, Julio-2010. [13]. Fuente: CNE. Boletín mensual de indicadores eléctricos y económicos, Julio-2010. [14]. Según las conclusiones del Consejo Europeo de Barcelona en marzo de 2002. [15]. Según información de la Asociación Eólica de Galicia. [16]. Según información de Endesa Cogeneración y Renovables, curso de energía eólica para no expertos. [17]. Datos proporcionados por empresas del sector. [18]. Datos proporcionados por empresas del sector. [19]. Producción eléctrica estimada para la planta de Andasol en Aldeire de 50 MW. [20]. Datos proporcionados por Renove Tecnología, S.L. [21]. Según datos del Instituto para la Diversificación y el Ahorro Energético (IDAE), en su publicación “Manuales de Energías Renovables. 6. Minicentrales hidroeléctricas”. [22]. Según datos del Instituto para la Diversificación y el Ahorro Energético (IDAE), en su publicación “Manuales de Energías Renovables. 6. Minicentrales hidroeléctricas”. [23]. Internacional Energy Agency 2009. Working paper, Prospects for Large-Scale Energy Storage in Decarbonised Power Grids.

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