Informe - SueloSolar

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El documento consta de un total de 200 folios. Folio 1 de 200.
Análisis de estándares de proyectos de
producción de electricidad en régimen especial –
Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía
Informe Técnico
Madrid, 31 de octubre de 2014
Roland Berger Strategy Consultants, S.A.
Pº de la Castellana, 140
28046 Madrid – España
Aviso legal
Roland Berger Strategy Consultants (RBSC) ha sido contratada para elaborar un
análisis independiente de estándares de costes de proyectos de producción de
electricidad en régimen especial.
El documento se ha desarrollado para IDAE – Instituto para la Diversificación y Ahorro
de la Energía y sólo podrá ser utilizado, en su versión final, como informe técnico.
El informe ha sido preparado únicamente en el contexto del proyecto en la fecha del
informe y conforme a procedimientos estándares de trabajo. Las declaraciones hechas
por RBSC están basadas en hipótesis asumidas para ser precisos en base a la
información disponible.
Sin embargo, RBSC no se hace responsable de la información y fuentes utilizadas,
que han sido empleadas como correctas y precisas.
Los resultados de estos análisis y el informe final podrán ser utilizados en
procedimientos judiciales y/o arbitrales en que pudiera ser parte la Administración
General del Estado. Sin embargo, el alcance de los servicios de RBSC en este
proyecto no incluye la asistencia técnica en dichos procedimientos, ni la defensa de
los datos, hipótesis, cálculos, resultados, conclusiones o demás elementos relevantes
propuestos en los informes finales. La prestación de estos servicios adicionales estará
sujeta a la tramitación del expediente o expedientes de contratación que se consideren
oportunos.
El informe no ha sido actualizado desde la fecha en que fue presentado y no incluye
cualquier acontecimiento que haya podido ocurrir desde esa fecha. RBSC no está
obligado a actualizar o corregir cualquier imprecisión contenida en el informe debido a
cualquier hecho o circunstancia que pudieran haber acontecido o de las cuales RBSC
pudiera haberse enterado después de la fecha del informe, y no está obligado a
notificar cualquier hecho o asunto con respecto al cual el informe deje de estar
actualizado, correcto, aplicable o relevante.
Este aviso legal aplica a este informe y a cualquier comentario verbal o escrito de
cualquier persona que lo presente. Este informe se limita a los asuntos explícitamente
mencionados en él y no debería ser interpretado como una extensión por implicación a
ningún asunto adicional.
©2014 Roland Berger Strategy Consultants
i/198
Agradecimientos
RBSC agradece su colaboración a las asociaciones, empresas y personas que han
aportado conocimiento de mercado e información relevantes para la realización de
este informe.
Dada la complejidad del sector eléctrico y la repercusión económica y social del nuevo
esquema regulatorio que se plantea, RBSC considera que la contribución de las partes
implicadas es fundamental para el entendimiento de los costes de inversión y
operación históricos de las tecnologías de generación de electricidad que operan en
régimen especial en España.
De acuerdo con el pliego de condiciones técnicas, se ha realizado un análisis
independiente a partir de información proveniente de fuentes públicas, cuentas
auditadas, información presentada por asociaciones, operadores y fabricantes, fuentes
oficiales, información proporcionada por el IDAE y experiencia y conocimiento de
RBSC en el sector.
RBSC es el único responsable de los resultados recogidos en el presente informe
técnico; estos resultados son independientes y no representan la opinión de las
organizaciones y personas entrevistadas durante la ejecución del informe.
ii/198
ÍNDICE DE CONTENIDOS
Objetivos y alcance .................................................................................................... 6
1.
Resumen ejecutivo .............................................................................................. 8
1.1
Detalle de la caracterización de estándares por tecnología .................... 11
1.1.1
Eólica .................................................................................................... 12
1.1.2
Cogeneración ........................................................................................ 15
1.1.3
Solar Fotovoltaica .................................................................................. 19
1.1.4
Solar Termoeléctrica.............................................................................. 21
1.1.5
Hidroeléctrica (< 50 MW) ....................................................................... 23
1.1.6
Biomasa ................................................................................................ 25
1.1.7
Biogás ................................................................................................... 26
1.1.8
Tratamiento de Residuos ....................................................................... 27
1.1.9
Combustión de Residuos ....................................................................... 29
1.2
Consideraciones finales............................................................................. 32
1.2.1
Instalaciones singulares y casos tipo definidos ...................................... 32
1.2.2
Contraste y testeo de modelos .............................................................. 32
2.
Contexto ............................................................................................................. 33
2.1
Evolución de regulación relevante ............................................................ 33
Periodo 1980 - 1989 .............................................................................. 33
2.1.1
2.1.2
Periodo 1990 - 1999 .............................................................................. 34
2.1.3
Periodo 2000 - 2009 .............................................................................. 34
2.1.4
Periodo 2010 - 2013 .............................................................................. 36
2.2
Evolución y escenarios de las principales variables macroeconómicas37
Mercado eléctrico .................................................................................. 37
2.2.1
2.2.2
Combustibles (fósiles, biomasas) y CO2 ............................................... 38
2.2.3
Índice de Precios de Consumo (IPC) y de Precios Industriales (IPRI) ... 42
2.3
3
Régimen especial – caracterización de instalaciones e incentivos ........ 43
Enfoque metodológico – modelo RBSC........................................................... 46
3.1
Principales inputs del modelo ................................................................... 48
3.1.1
Costes de inversión (CAPEX) y de operación (OPEX)........................... 48
3.1.2
Costes de combustibles o insumos........................................................ 49
3.1.3
Horas equivalentes ................................................................................ 49
3.1.4
Retribución ............................................................................................ 50
3.2
Algoritmo de cálculo: determinación de los flujos de caja y la TIR ........ 51
3.3
Determinación del ajuste regulatorio resultante ...................................... 52
iii/198
3.4
4
Liquidaciones específicas a 2013 .............................................................. 53
Caracterización de estándares por tecnología ................................................ 55
4.1
Eólica ........................................................................................................... 57
4.2
Cogeneración.............................................................................................. 67
4.3
Solar Fotovoltaica....................................................................................... 79
4.4
Solar Termoeléctrica .................................................................................. 87
4.5
Hidroeléctrica (< 50 MW) ............................................................................ 95
4.6
Biomasa .................................................................................................... 102
4.7
Biogás ....................................................................................................... 105
4.8
Tratamiento de Residuos ......................................................................... 108
4.9
Combustión de Residuos ......................................................................... 111
4.10 Instalaciones singulares .......................................................................... 114
4.10.1 Solar Termoeléctrica............................................................................ 114
4.10.2 Biomasa y Biogás ................................................................................ 116
4.10.3 Tratamiento de Residuos ..................................................................... 116
4.10.4 Combustión de Residuos ..................................................................... 116
4.10.5 Cogeneración ...................................................................................... 117
ANEXOS .................................................................................................................. 118
I.
Índice de figuras y tablas ................................................................................ 118
II.
Glosario y definiciones ................................................................................... 121
III. Resumen de casos tipo – cálculo Rinv y Ro.................................................. 122
A.
Eólica ......................................................................................................... 125
B.
B.1
B.2
B.3
Cogeneración............................................................................................ 126
Gas natural – turbinas (a.1.1) .............................................................. 126
Gas natural – motores (a.1.1) .............................................................. 131
Combustibles líquidos (a.1.2) .............................................................. 136
C.1
C.2
Solar fotovoltaica...................................................................................... 140
Instalaciones acogidas al RD 661/2007 ............................................... 140
Instalaciones acogidas al RD 1578/2008 ............................................. 161
C.
D.
Solar termoeléctrica ................................................................................. 167
E.
Hidroeléctrica............................................................................................ 169
F.
Biomasa .................................................................................................... 172
G.
Biogás ....................................................................................................... 174
iv/198
H.
Tratamiento de Residuos ......................................................................... 176
I.
Combustión de Residuos ......................................................................... 178
IV. Bibliografía ....................................................................................................... 180
V.
Roland Berger: Modelo Mayorista de Electricidad ........................................ 192
v/198
Objetivos y alcance
El objeto de este informe es el establecimiento de unos estándares de costes de
inversión y operación de las tecnologías de generación de electricidad que operan en
régimen especial en España, que sirva como base para la determinación de la
retribución a futuro de dichas tecnologías, necesaria para alcanzar un objetivo de
rentabilidad definido.
El análisis llevado a cabo se centra en las siguientes tecnologías de generación de
electricidad: eólica, cogeneración, solar fotovoltaica, solar termoeléctrica, hidroeléctrica
(instalaciones de menos de 50 MW), biomasa, biogás, tratamiento de residuos y
combustión de residuos.
Para la determinación de los estándares se ha llevado a cabo un análisis histórico y
futuro de los parámetros que influyen en la determinación de los costes de generación
de cada tecnología. Adicionalmente, se han analizado las retribuciones percibidas
hasta el momento por los distintos proyectos de producción de electricidad en régimen
especial, como base para poder determinar las necesidades de retribución futuras que
les permitan alcanzar una rentabilidad razonable de acuerdo con los objetivos
definidos por el Ministerio de Industria, Energía y Turismo (MINETUR).
Los análisis realizados permiten la valoración y el contraste con fuentes externas de
las hipótesis y modelos de rentabilidad y de retribución percibida que ya han sido
elaborados por el IDAE para este tipo de instalaciones.
En concreto, el análisis se apoya en un modelo propio elaborado expresamente para
este objeto e incluye, para cada una de las tecnologías del régimen especial los
siguientes apartados:
1. Análisis de los valores estándar históricos, por año de instalación y operación, de
las principales variables con impacto en el coste total de producción y contraste con
las hipótesis de modelización y datos internos utilizados por el IDAE
2. Hipótesis sobre los valores estándar a futuro, por año de instalación y operación, de
las principales variables con impacto en el coste total de producción y contraste con
las hipótesis de modelización y datos internos utilizados por el IDAE
3. Contraste y testeo de los modelos de rentabilidad requerida desarrollados por el
IDAE, incluyendo revisiones sobre las hipótesis operativas, los factores de carga, el
marco retributivo y la modelización de los flujos de caja
4. Proyección a futuro, (por año entre 2014 y 2020), de la retribución para tecnologías
de régimen especial para instalaciones puestas en operación hasta 2013,
incluyendo la proyección de evolución de producción primada, la realización de
escenarios "top-down" de variables clave y las necesidades de retribución a futuro
en base al año de puesta en operación, a los escenarios energéticos definidos y a
los criterios de rentabilidad razonable establecidos por el MINETUR
5. Proyección a futuro, (por año entre 2014 y 2020), de la retribución para tecnologías
de régimen especial para instalaciones puestas en operación entre 2014 y 2020,
utilizando los escenarios "top-down" definidos de variables clave y definiendo las
necesidades de retribución a futuro en base al año de puesta en operación, a los
escenarios energéticos definidos y a los criterios de rentabilidad razonable
establecidos por el MINETUR
6. Contraste de los principales datos, hipótesis y metodología utilizados en este
estudio con otras fuentes reconocidas
6/198
Este análisis se ha elaborado con información pública disponible, información
presentada por asociaciones, operadores y fabricantes, información de fuentes
oficiales, información puesta a disposición por el IDAE, estudios y análisis
independientes y experiencia previa de RBSC. Adicionalmente, RBSC ha realizado
entrevistas con expertos del sector para completar los análisis de tendencias.
La retribución futura a recibir por parte de las instalaciones estándar de producción de
electricidad en régimen especial se ha calculado utilizando las fórmulas incluidas en la
propuesta de Real Decreto. Estos cálculos se han basado en estándares y no incluyen
la estructura de financiación de los proyectos. Por tanto, su rentabilidad está calculada
antes del impuesto sobre beneficio, aunque sí contiene los impuestos de generación y
de hidrocarburos (cuando apliquen).
7/198
1. Resumen ejecutivo
Este informe se ha elaborado con el propósito de dar una visión externa al IDAE y al
Ministerio de Industria, Energía y Turismo (MINETUR) referente a la introducción de
una nueva propuesta de Real Decreto por el que se regula la remuneración de energía
eléctrica en el régimen especial.
Esta revisión de la retribución del parque en régimen especial español, desde el punto
de vista de RBSC, tiene el objetivo de servir como punto de comparación con las
conclusiones del IDAE y del MINETUR y así poder llegar a establecer unos estándares
en detalle para todas las tecnologías de generación de electricidad a partir de energías
renovables, cogeneración y residuos – concretamente eólica, cogeneración, solar
fotovoltaica, solar termoeléctrica, hidroeléctrica (instalaciones de menos de 50 MW),
biomasa, biogás, tratamiento de residuos y combustión de residuos.
Para poner en contexto este cambio regulatorio, se repasan brevemente los distintos
marcos regulatorios, que a lo largo de la historia del régimen especial en España han
servido para fomentar y a la vez controlar su evolución. Los distintos sistemas de
apoyo de tarifas reguladas y primas adoptados se tradujeron en un incremento muy
significativo de las energías renovables en el mix energético hasta superar los 39 GW
de capacidad instalada. Estos marcos regulatorios son de particular interés, pues su
frecuente actualización y diversidad dificultan la reconstrucción del hilo retributivo y
costes regulados de los activos en cuestión.
Como parte del análisis, se ha tenido en cuenta una larga lista de variables e hipótesis
de partida de información recogida de la Comisión Nacional de Energía (CNE), del
Registro Mercantil, de fuentes del sector e internas de RBSC y de la consulta de un
conjunto de fuentes externas – las fuentes se detallan por tecnología en el apartado de
Bibliografía. De la base de datos de la CNE se ha obtenido el histórico de horas de
funcionamiento, capacidad instalada, número de instalaciones, generación y
retribución total. En lo que respecta a los costes de inversión y de operación y
mantenimiento, se ha elaborado una base de datos específica para este ejercicio con
información del sector e interna de RBSC.
Para la evolución de las hipótesis de partida se ha tenido en cuenta la evolución
histórica de índices como el IPC o el IPRI, la de los precios de los distintos
combustibles, así como el precio de la electricidad para la industria en España.
Teniendo en cuenta el impacto económico de dichos estándares, se ha utilizado un
enfoque metodológico centrado en costes de inversión (CAPEX) y de operación
(OPEX), costes de combustibles e insumos, horas equivalentes de
funcionamiento/factores de carga y retribución para llegar a la estimación de los
estándares. Con respecto a este último punto, se ha seguido el criterio de retribución
media anual, en determinados casos detallado por año de puesta en marcha (ej. eólica
y fotovoltaica).
Sin embargo, RBSC considera que existe un tramo alternativo más conservador
puesto que existen algunas instalaciones que se han acogido a regímenes menos
favorables. Ese método de cálculo utilizaría el tramo inferior de retribución en la
evolución histórica de las tarifas y primas equivalentes de cada tecnología.
A partir de la información histórica recogida en nuestra base de datos, se ha empleado
una misma metodología uniforme para la estimación tanto de los costes de inversión y
operación, como de los ingresos de las diferentes tecnologías de generación de
electricidad que operan en régimen especial. En concreto, el análisis se apoya en un
modelo propio elaborado expresamente para este ejercicio.
8/198
El algoritmo de cálculo consiste fundamentalmente en:
1.
La determinación de sendas completas de CAPEX y OPEX extrapolando si fuese
necesario a partir de los datos existentes de mercado – nubes de puntos y rangos,
así como análisis estadísticos para entender la dispersión entre los valores
históricos observados en las variables principales:
•
Aplicando criterios de razonabilidad en la eliminación de proyectos atípicos con
casuísticas específicas, utilizando como criterio las estructuras de costes de
inversión (ej. coste del principal componente y EPC) y operación conocidas
(O&M, personal, …).
•
Realizando un análisis de sensibilidad sobre el impacto de distintos factores de
carga – para normalización de los datos si se considera el valor ajustado de
horas equivalentes derivado de la CNE.
•
Realizando el análisis inicial por año de puesta en marcha, implicando en
general un valor de CAPEX específico por año y por rango de potencia. El
OPEX solo se diferencia si existen diferencias significativas por año de puesta
en marcha.
•
Considerando el CAPEX en el año cero anterior a la entrada en operación
(hipótesis conservadora, por incertidumbre en la fecha de puesta en marcha,
que en muchas renovables coincide con la segunda mitad del año).
•
Considerando los años de vida regulatoria sugeridos en el borrador del nuevo
Real Decreto.
2.
La integración de sendas de remuneración y horas equivalentes reales a nivel
histórico y futuro. Para la retribución futura se consideran los precios de mercado
ajustados por tecnología.
3.
La introducción de escenarios de evolución de precios de combustibles para
tecnologías térmicas.
4.
La aplicación de ajustes derivados de disposiciones transitorias.
5.
El modelo incluye también un módulo que permite simular el impacto de la
variación del CAPEX u OPEX, lo cual permite evaluar el impacto en rentabilidad
ante distintos modelos de operación.
El algoritmo estima la tasa de retorno de proyectos tipo de producción de electricidad
en régimen especial por año de puesta en marcha con las variables previamente
expuestas. Las tasas internas de retorno del proyecto son estimadas a partir de los
flujos de caja históricos y futuros, de manera que se pueda establecer la rentabilidad
esperada por dichos proyectos en toda su vida útil, en función de los escenarios de
retribución futura definidos.
El algoritmo considera esos flujos de caja operativos hasta EBITDA (Beneficio bruto de
explotación antes de gastos financieros), excluyendo explícitamente cánones
autonómicos y flujos de financiación tal y como queda especificado en el borrador del
Real Decreto.
Aunque hemos analizado la posibilidad de introducir modificaciones en las
agrupaciones propuestas por el borrador de Real Decreto de julio de 2013, concluimos
que hay ventajas claras para el mercado en mantener un hilo regulatorio continuo con
el pasado, en especial respetando la estructura lógica del 661/2007, y hay casos en
los que es posible simplificar los subgrupos definidos en el 661/2007 sin introducir
distorsiones o discrecionalidades adicionales (ej. solar fotovoltaico, cogeneración).
9/198
Los proyectos tipo de producción de electricidad en régimen especial que hayan
alcanzado la tasa de retorno objetivo del Real Decreto (7,389% a efectos de este
informe) utilizando la previsión de remuneración a mercado son excluidos del cálculo
del ajuste regulatorio compensatorio, según la lógica de retribución del borrador del
RD.
Los proyectos cuya rentabilidad histórica acumulada suponga una rentabilidad
para el total de vida útil superior al 7,398% quedan excluidos de la retribución
compensatoria y pasarán a participar en el mercado como el resto de tecnologías
generadoras.
Para los restantes proyectos-tipo que no hayan llegado a ese nivel de retribución, se
han estimado los parámetros retributivos estipulados en el borrador del Real Decreto
(formulas en anexo), basados en los diferenciales de flujos de caja. Los parámetros
son:
•
Rinv
Retribución a la Inversión (borrador RD)
•
Ro
Retribución a la Operación (borrador RD)
Y permiten ajustar la rentabilidad esperada por dichos proyectos a la objetivo en el RD
en toda su vida útil regulatoria, en función de los escenarios de retribución futura
definidos.
O sea, los resultados de cada estándar de producción de electricidad en régimen
especial se han estimado hasta la determinación de los flujos de caja libre, de
manera que se pueda establecer una rentabilidad esperada en toda su vida útil,
en función de los escenarios a futuro de retribución definidos, que en este caso
es una tasa interna de retorno (TIR) del 7,398%.
En lo que se refiere a 2013, y teniendo en cuenta que "dicho marco retributivo será de
aplicación desde la entrada en vigor del RD 8/2013 de 12 de julio", será necesario
efectuar un conjunto de liquidaciones de ajuste entre las retribuciones recibidas hasta
dicha fecha (ver tabla con aproximación de la Prima Equivalente hasta finales de julio,
y del año 2012 como punto comparativo) y la mitad restante del año.
10/198
1.1
Detalle de la caracterización de estándares por tecnología
El apartado de "Caracterización de estándares por tecnología" describe 55 casos tipo
(no incluyendo casos sin instalaciones o instalaciones consideradas singulares),
resultado de segmentar las ocho tecnologías de generación de electricidad incluidas
en el régimen especial (eólica, cogeneración, solar fotovoltaica, solar termoeléctrica,
mini-hidroeléctrica, biomasa, biogás, combustión de residuos y tratamiento de
residuos) según criterios tecnológicos, económicos y regulatorios.
Cada caso tipo ha sido caracterizado mediante las evoluciones históricas de sus
costes estándar de inversión (CAPEX), de operación (OPEX), y (cuando fuera
relevante) de inversión recurrente (COPEX). Asimismo, para cada caso tipo se ha
descrito una retribución estándar recibida históricamente, así como el desglose típico
de sus inversiones y costes.
Para caracterizar los estándares (resultados detallados recogidos en el apartado 4 de
este informe) se ha tenido en cuenta:
•
El contexto histórico de desarrollo tecnológico y de mercado de cada
tecnología, identificando y excluyendo del análisis aquellos casos de
instalaciones con costes de operación e inversión anómalos.
•
Y, cuando se ha considerado necesario, los subgrupos definidos en la
propuesta de Real Decreto (julio de 2013) del Ministerio de Industria, Energía y
Turismo, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica a
partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos.
Para el cálculo de la remuneración histórica que cada instalación "estándar" ha
recibido desde su puesta en marcha, se ha analizado la información de la base de
datos de la CNE en su base de datos de liquidaciones reales de producción de
electricidad en régimen especial (actualización de noviembre de 2013).
Además, se ha contrastado la información proveniente de dicha base de datos con los
esquemas de retribución y actualizaciones publicadas en el BOE para cada tecnología
incluida en el régimen especial.
11/198
1.1.1
Eólica
RBSC propone un caso tipo de instalaciones para la generación de electricidad a partir
de energía eólica de acuerdo con lo establecido para el subgrupo b.2.1 en el RD
661/2007, detallado por año de puesta en marcha (instalaciones ubicadas en tierra
que utilicen únicamente energía eólica como energía primaria).
Desarrollada durante la década de los 90 en España, la energía eólica es ahora una
de las energías renovables más maduras con más de 22 GW (22.618 MW; 1.300
instalaciones) de potencia instalada a finales de 2012.
En los primeros años de desarrollo, los parques se situaron en zonas de elevado
recurso eólico que generalmente sobrepasaban las 3.000 horas anuales de
producción. Durante ese periodo, los aerogeneradores utilizados tenían una capacidad
inferior a 1 MW (típicamente 450 kW-800 kW) y una altura de buje reducida (hasta 50
metros).
Además, al tratarse de una industria en sus primeros años de desarrollo, el riesgo
tecnológico y los costes de promoción eran superiores a los actuales debido a:
•
Un proceso poco uniforme de aprobación (ej. estudios medioambientales) y
falta de experiencia en la construcción de parques eólicos (ej. en las
actividades críticas de medición de recurso y ubicación de aerogeneradores).
•
La dificultad de acceso e inexistencia de infraestructura (civil, eléctrica y de
evacuación) y transporte.
•
La falta de escala en la negociación con proveedores, nivel tecnológico de los
aerogeneradores y demás equipos de BoP.
Entre 2004 y 2009 se instala más del 50% del parque eólico actual (c. 12 GW).
Durante estos años, se generaliza la instalación de aerogeneradores multi-MW como
consecuencia de avances tecnológicos y de la necesidad de aprovechar zonas con
menor recurso eólico. En la evolución del sector influyen factores regulatorios, de
mercado y tecnológicos.
En los últimos años se aprecia un menor crecimiento del sector como consecuencia de
la crisis económica (menor financiación), la sobrecapacidad de producción y una
mayor incertidumbre regulatoria que culminaría con la aprobación del RDL 1/2012 que
introducía una suspensión de los incentivos para aquellas instalaciones que no
estuvieran inscritas en el Registro de Preasignación.
La evolución anteriormente descrita ha influido en el coste de inversión de los parques,
la cual utilizamos para establecer nuestra consideración de coste de inversión
estándar (por año de puesta en marcha) además de la tendencia que hemos
observado en el mercado que incluye costes que hemos dejado fuera del estándar
(fees de adquisición y fondo de comercio, excluidos del criterio definido por IDAE).
En ambas curvas se aprecian tres etapas distintas que coinciden con las de la
evolución del sector:
•
Hasta 2004: primeros años de desarrollo, con un coste de inversión estable
gracias a la utilización de turbinas de poca capacidad y superficie de barrido y
a la existencia de pocos requisitos de conexión a la red (ej. huecos de tensión)
facilitaban la construcción. Sin embargo, la falta de experiencia en el sector
supuso elevados costes de desarrollo en algunos casos (ej. mediciones con
unos tiempos y alturas erróneos, falta de escala en la negociación con
proveedores, inmadurez tecnológica, localizaciones con difícil acceso).
12/198
•
2004-2009: este periodo corresponde al de mayor crecimiento del sector como
consecuencia del avance tecnológico y los cambios regulatorios que
favorecieron el aumento de la demanda. La creciente demanda y la existencia
limitada de capacidad de producción / instalación supusieron el encarecimiento
tanto de los equipos como de los costes de promoción (algunos promotores
tenían que realizar pagos por adelantado, hasta 2 años, para asegurarse el
suministro de turbinas).
Adicionalmente, el incremento del tamaño de las turbinas para aprovechar
zonas de menor recurso eólico (mayor altura de buje, palas de mayor
dimensión) implica un coste por MW superior (10%-15%) frente a aquellas de
menor tamaño. Asimismo, la fabricación de estos aerogeneradores requiere
mayor utilización de materias primas que, a su vez, habían visto un incremento
en su coste.
•
2009-2012: en los últimos se ha producido una bajada del coste de inversión
hasta niveles de 2007 debido a la reducción de la demanda como
consecuencia de la incertidumbre regulatoria y la sobrecapacidad en el
mercado español. A pesar de que la falta de emplazamientos de alto recurso
eólico obliga al uso de máquinas más caras, el coste de estas últimas también
se ha ajustado en este periodo.
Además, la potencia instalada en este periodo, está afectada por la entrada en
vigor del RDL 6/2009, el cual estipula que es la inscripción en el Registro de
Preasignación y no la inscripción definitiva en el Registro Administrativo de
Instalaciones de Producción en Régimen Especial (RAIPRE), como se
establecía en el Real Decreto 661/2007, la condición necesaria para el
otorgamiento del derecho al régimen económico establecido en el RD
661/2007.
Una vez obtenida la inscripción en este Registro, la inscripción definitiva en el
RAIPRE debería realizarse en un plazo de 36 meses para que el derecho
económico no fuera revocado. Este cambio de planificación generó una tensión
en los plazos de ejecución de varios proyectos y, por tanto, en dos de los
componentes críticos de los costes de inversión en este periodo: los precios de
las máquinas y costes de desarrollo y promoción.
Cabe mencionar que el precio por MW del aerogenerador siempre se mantuvo
bastante estable, pero incorporando significativas mejoras tecnológicas de rendimiento
(en coste de energía por MWh) y flexibilidad (ej. reactiva e interactividad con la red) de
generación a generación. Los ratios de inversión a partir de 2007 ya incluyen el coste
de adecuación de las máquinas a los requisitos de respuesta frente a huecos de
tensión.
La evolución del coste de operación ha sido más moderada si bien en los últimos dos
años se ha producido un ajuste en los contratos y gastos relativos a la operación y
mantenimiento (los proveedores de estos servicios ofrecen los mismos servicios a
precios inferiores), debido a la incertidumbre regulatoria.
En el coste de operación de un parque, la partida más relevante suele ser la de
operación y mantenimiento (cerca del 50%) pero también incluye administración,
supervisión, control técnico, gastos de operación en el mercado, seguros, tasas y otros
gastos.
Adicionalmente, el coste de operación de los parques empieza a crecer de forma
notable a partir de los 10-12 años de explotación, debido a correctivos de grandes
componentes con partes móviles y/o electrónicas (multiplicadoras, rotores,
generadores).
13/198
Es importante mencionar que a pesar de que la tecnología eólica presenta una
producción relativamente estable a lo largo de los últimos años, hay variaciones en los
factores de carga muy significativas a nivel de parques – más o menos un 20% en
relación a la media mensual – debido únicamente a la variabilidad del recurso eólico
local.
Para el cálculo del estándar tanto las horas equivalentes de funcionamiento como la
retribución percibida se han especificado por año de puesta en marcha.
14/198
1.1.2
Cogeneración
RBSC propone 36 casos tipo de instalaciones que utilicen la cogeneración para la
generación de electricidad. Cada caso tipo se ha caracterizado en función del
combustible y la potencia de la instalación:
•
Para las instalaciones que utilicen como combustible el gas natural se han
definido 12 casos tipo, siempre que este suponga al menos el 95% de la
energía primaria utilizada, partiendo por la potencia de la instalación y el tipo de
motor.
•
Se han definido 12 casos tipo para las instalaciones que utilicen como
combustible principal gasóleo y fuelóleo, siempre que este suponga al menos
el 95% de la energía primaria utilizada, partiendo por la potencia de la
instalación.
•
Se han definido 12 casos tipo para las instalaciones que utilicen como
combustible principal el carbón, el gas de refinería o energías residuales,
siempre que este suponga al menos el 95% de la energía primaria utilizada,
partiendo por la potencia de la instalación.
La cogeneración en España cuenta con un elevado número de instalaciones,
generalmente asociadas a procesos productivos de empresas industriales intensivos
en energía térmica. En la actualidad, las industrias que mayor porcentaje de
cogeneración instalada presentan son la industria química, la papelera y la
agroalimentaria.
En este apartado hemos incluido todas aquellas instalaciones que utilicen esta
tecnología, como tratamiento de residuos con cogeneración asociada en todas sus
modalidades (tratamiento de purines, tratamiento de residuos del olivar, RSU, …) y las
instalaciones de recuperación de calor residual.
Las plantas de cogeneración siguen una lógica de ahorro de energía primaria. Su
rentabilidad económica depende del incremento de eficiencia que se obtiene de la
combinación de la generación eléctrica con el aprovechamiento, en el proceso
industrial asociado, del calor útil / frío generado.
La inclusión de estas instalaciones en procesos industriales para el aprovechamiento
energético, implica dos factores de añadida complejidad tanto en el análisis de las
inversiones como en el de los costes:
•
La inexistencia de una clara separación en inversiones, costes y la lógica de
funcionamiento entre lo que es generación de electricidad y lo que es
generación de energía térmica para el proceso productivo de la industria
asociada.
•
La cuantificación de los costes ahorrados por la obligación regulatoria de
autoconsumo requerida hasta 2007 para estas instalaciones.
De particular interés para esa modelización fue la creciente implementación de
entidades especializadas en la construcción y gestión de cogeneraciones – Energy
Service Companies (ESCOs) o Empresas de Servicios Energéticos (ESEs) – lo que
contribuyó a una mayor industrialización y profesionalización del sector. Estas
compañías operan bajo varios modelos de negocio:
•
Instalación y operación, en la que las ESCOs o ESEs invierten y operan una
instalación de cogeneración bajo un contrato a largo plazo con la industria
asociada:
15/198
o
La industria obtiene una parte sustancial del ahorro de energía primaria
o
Las ESCOs o ESEs obtienen un beneficio por la explotación y
operación de la instalación con una mayor eficiencia debido a su
conocimiento especifico
•
Sólo operación, en la que las ESCOs o ESEs operan una instalación bajo un
contrato a largo plazo de prestación de servicios.
•
Otros modelos mixtos, con otras inversiones en activos y servicios.
Entendemos que las plantas gestionadas por ESCOs o ESEs tienden a ser las más
eficientes del mercado junto con las instalaciones de grandes operadores industriales
y tienen niveles más bajos de CAPEX (debido a economías de escala y experiencia de
compra previa) y de OPEX.
La aplicación del nuevo encuadramiento regulatorio subraya la especificidad de la
cogeneración en sus distintos modelos operativos y de negocio:
•
Los regímenes de funcionamiento son específicos por industria, donde el
funcionamiento de la instalación de cogeneración viene determinada por la
demanda térmica de la planta industrial asociada.
•
La viabilidad económica de la operación es sensible al coste del combustible
relevante para el subgrupo normativo en cuestión y depende de los niveles de
Ro (Retribución a la operación) propuestos. La posible volatilidad de los precios
de los combustibles y del CO2 puede crear un desajuste de tesorería al
cogenerador arriesgando la viabilidad de la operación de la planta.
•
Adicionalmente, se ha analizado la existencia de economías de escala (para
las plantas entre 50 MW y 100 MW) y se ha concluido que son mínimas o
inexistentes, tanto a nivel de personal como de equipo.
Hasta enero de 2012 estuvo en vigor el Plan Renove de cogeneración y se estima que
cerca de 500 MW se acogieron a este plan y realizaron algún tipo de renovación en
sus instalaciones (ej. sustitución de los equipos principales con el fin de aumentar la
eficiencia).
De igual forma, otros mercados de cogeneración europeos han optado por
regulaciones que promueven incentivos directamente relacionados con la eficiencia
(ahorro energético por cogeneración), que pasan en varios casos por descuentos en la
conexión a la red, autoconsumo, o tasas al sistema (ej. "céntimo verde"). A este tipo
de incentivos, normalmente se suman exenciones fiscales en la inversión, o incluso
subsidios directos (ahora mismo más dirigidos a incentivar la micro cogeneración).
En la atribución de la gestión de la cogeneración a una tercera parte (ESCOs o ESEs)
es común la introducción en los contratos (a largo plazo) de descuentos al precio de la
energía térmica entregada al usuario asociado. El gestor energético normalmente tiene
que ofrecer descuentos en el calor (típicamente del 15% al 25%) para que el proyecto
sea atractivo para el cliente, y actuar en la optimización de la eficiencia energética en
el edificio/industria en cuestión a lo largo de la vida útil de la planta de cogeneración.
Por lo tanto, este ahorro de costes energéticos en la gestión llevada a cabo por las
ESCOs o ESEs justifica tanto la inversión a realizar como los contratos de suministro a
largo plazo asumidos.
Para las ESCOs o ESEs, es una práctica común la introducción de dicho descuento en
la cuantificación y valoración del calor útil generado (e incluso sobre el componente
eléctrico) cedido al proceso/sistema adjunto a la cogeneradora. Existen referencias
internacionales donde se lleva a cabo esta práctica, como en Países Bajos, con un
16/198
15% de descuento, o en el Reino Unido, con un 20% de descuento al precio de la
energía térmica. .
En cuanto a la micro cogeneración, es importante resaltar su especificidad ya que
no cuenta con economías de escala resultando así más alto tanto su ratio de inversión
como el de operación. El diferente carácter del usuario final explica también la
importancia de simplificar requerimientos y trámites administrativos para incentivar
esta modalidad de eficiencia energética.
La figura de ESCOs o ESEs está en desarrollo en el sector de micro cogeneración,
donde se espera que alcance o supere en importancia al sector de cogeneración de
mayor escala, dado que los usuarios o consumidores finales del calor suelen ser
menos técnicos (ej. edificios del sector terciario y residencial).
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Limitaciones especificas al proceso de estimación de los parámetros:
Para la estimación de los principales parámetros de cada apartado tecnológico (horas
equivalentes de funcionamiento, su repartición en autoconsumo y vertidas a la red y su
valorización, rendimientos eléctricos / térmicos y REE, y costes de inversión y
operativos) RBSC utilizó fuentes externas (estadísticas públicas de CNE) y del IDAE
(boletines), y fuentes del sector.
Estando la cogeneración, en general, incorporada en procesos industriales, es
necesario acceder a la contabilidad analítica y de operación / producciones de varias
instalaciones para llegar al nivel de detalle necesario para esa modelización. El
estabelecimiento de casos tipo es una aproximación al elevado número de situaciones
distintas, teniendo en cuenta las anteriores limitaciones en la obtención de
información.
El mix que existe de distintos modelos de operación dificulta la extracción directa de
datos de las cuentas publicadas en el registro mercantil, dada la inconsistencia que
hay en la inclusión de CAPEX y COPEX (inversiones recurrentes como grandes
correctivos) en gastos corrientes (OPEX). Es el caso de la diferenciación entre
tecnologías de cogeneración por turbina y a motor.
Para el cálculo de la retribución, RBSC utilizó la información de horas equivalentes y
rendimientos eléctricos y térmicos obtenida en reuniones de trabajo mantenidas con el
IDAE, por no haber tenido acceso a la base de datos oficial de certificados energéticos
de instalaciones de cogeneración.
Los parámetros restantes fueron estimados de acuerdo a hipótesis de mercado (tarifa
de electricidad para consumidores industriales y coste del gas natural), teniendo en
cuenta diferentes sendas en el precio del combustible en función del volumen
consumido.
Finalmente, presentamos una comparativa entre los principales parámetros de horas y
rendimientos obtenidos en reuniones de trabajo con el IDAE y los calculados por
RBSC a partir de fuentes propias y de mercado.
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1.1.3
Solar Fotovoltaica
RBSC propone 27 casos tipo de instalaciones que utilicen únicamente la radiación
solar como energía primaria mediante la tecnología fotovoltaica. Para las instalaciones
acogidas al:
•
RD 661/2007 se establecen 21 casos tipo en función de la potencia, el tipo de
instalación (individual o agrupación) y el número de ejes.
•
RD 1578/2008 se establecen 6 casos tipo en función de la potencia y el
número de ejes.
La energía solar fotovoltaica ha experimentado un crecimiento rápido en la última
década pasando de 0,7 GW de capacidad instalada en 2007 a más de 4,5 GW en
2012.
En la evolución de la capacidad instalada destaca 2008 como año en el que más
capacidad se instaló, puesto que más del 50% del parque solar español se puso en
marcha en este año.
En cuanto a la tecnología utilizada, casi el 70% de las instalaciones utilizan tecnología
fija mientras que el 30% restante utiliza algún tipo de seguimiento (c. 10% seguimiento
a un eje y c. 20% seguimiento a dos ejes).
El valor absoluto del coste de inversión ha sufrido una bajada de 2008 a 2012, y en el
caso de las instalaciones fijas es inferior al de aquellas instalaciones que cuentan con
seguidores (de 1 y 2 ejes). Además, dicho coste tiende a disminuir a medida que
aumenta la potencia de cada instalación, y tiene una elevada correlación con el coste
de los módulos / paneles solares y sus materias primas, especialmente polisilicio, que
cuenta con un reducido número de proveedores a nivel mundial.
En lo que se refiere a los costes de inversión, el componente con mayor peso, y por
tanto mayor variabilidad es el módulo. Este componente pierde peso en las
tecnologías con seguimiento, que, sin embargo, tienen mayor obra civil.
Para la construcción del estándar de coste de operación, hemos realizado un análisis
similar al realizado para el coste de inversión. La base del análisis es el coste de
operación por MW pico de 2012, que ha sido deflactado con IPC para los años
anteriores.
De la misma forma que con el coste de inversión, se puede apreciar una diferencia en
el coste de operación entre las distintas tecnologías puesto que resulta más barato
operar las instalaciones fijas que aquellas que cuentan con seguidores. Esto se debe a
que estos últimos requieren más mantenimiento debido al desgaste de un mayor
número de partes móviles.
En relación a las agrupaciones, cabe mencionar que si bien para la inversión no
suelen ser más baratas que las individuales, para la operación se aprecia un descenso
en su coste.
Actualmente, muchas instalaciones están sujetas a contratos de largo plazo, tanto de
arrendamiento como de operación y mantenimiento (en general firmados con el
promotor), con alguna indexación a la facturación de energía.
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Existen tres tecnologías fotovoltaicas con seguimiento a un eje: seguidores Polares y
Azimutales vs. Horizontales. Nuestro análisis no distingue entre las distintas
tecnologías de seguimiento a un eje (debido a la inexistencia de una amuestra
estadística con volumen suficiente), por lo que nuestro estándar de coste de inversión
no refleja el aumento del mismo en función del aumento de rendimiento que se
observa al utilizar los seguidores polares o azimutales.
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1.1.4
Solar Termoeléctrica
Se establecen 6 casos tipo de instalaciones que utilicen procesos térmicos para la
transformación de la energía solar (como energía primaria), en electricidad. Las
instalaciones termoeléctricas se dividen principalmente en 4 tecnologías (cilindroparabólica, torre, fresnel e híbrida) que a su vez pueden contar o no con
almacenamiento de energía.
La tecnología solar termoeléctrica es relativamente reciente en comparación con el
resto de tecnologías dentro del régimen especial. A pesar de ello, actualmente hay un
total de 50 instalaciones que generan energía utilizando esta tecnología y suman 2,3
GW de capacidad instalada, casi un 6% del parque renovable en régimen especial.
A pesar de que la regulación no hace distinciones entre las distintas tecnologías de
generación termoeléctrica, en este informe se detalla el estándar para la tecnología
cilindro-parabólica con y sin almacenamiento debido a que 44 de las 50 instalaciones
(datos de 2013) pertenecen a uno de estos dos tipos. Las tecnologías de torre con y
sin almacenamiento (3 instalaciones), fresnel (2 instalaciones) e híbrida (1 instalación)
son consideradas como singulares en este informe.
La mayor parte de la potencia termoeléctrica instalada desde 2007 corresponde a la
tecnología cilindro-parabólica y todas sus centrales tienen una potencia nominal de 50
MW. La solar termoeléctrica en general ha tenido un crecimiento rápido,
especialmente en 2012, cuando se instaló aproximadamente el doble de potencia que
en el año anterior. Adicionalmente, se ha visto una tendencia hacia campos solares de
mayor superficie a excepción de las instalaciones con puesta en marcha en 2013.
Para las centrales con tecnología cilindro-parabólica sin almacenamiento, esta
tendencia ha pasado de estar cerca de los 350.000 metros cuadrados por instalación
en 2009 a más de 430.000 metros cuadrados en 2011. En las centrales con puesta en
marcha en 2013 se ha vuelto a los niveles de 2009.
La evolución del tamaño del campo solar en las centrales cilindro-parabólicas con
almacenamiento ha sido más estable con una superficie en torno a 510.000 metros
cuadrados por central.
Todas las centrales termoeléctricas sin almacenamiento tienen una capacidad
instalada de 50 MW y un CAPEX medio unitario que va desde los 4,3 millones de
euros por MW a los 5,6 millones de euros por MW. Sin embargo, el criterio utilizado
para el cálculo del estándar es el de eficiencia y no el de la media observada en el
mercado.
Típicamente, la partida con mayor peso en el desglose del coste de inversión de una
central cilindro-parabólica sin almacenamiento es la del campo solar, que supone
cerca de un 40% del CAPEX total de la planta. El resto de costes es más homogéneo
siendo las partidas de equipos principales y sistema eléctrico algo superiores (12%15%).
Existe un conjunto de centrales que cuenta con soluciones de almacenamiento de
energía, que requieren una inversión adicional. Todas las centrales termoeléctricas
cilindro-parabólicas con almacenamiento tienen una capacidad instalada de 50 MW y
un CAPEX medio unitario que va desde los 6,0 millones de euros por MW a los 7,6
millones de euros por MW.
Debido a la existencia de menos dispersión del coste de inversión que en aquellas que
no tiene almacenamiento, el coste de inversión estándar coincide con el coste medio
observado en el mercado a excepción de 2013.
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Las principales diferencias en el coste con respecto a la misma tecnología sin
almacenamiento radican en que el sistema de almacenamiento requiere la
construcción de tanques de almacenamiento, intercambiadores de calor y bombas, un
mayor campo solar (de un 40% a un 50% superior al de una central sin
almacenamiento) y mayor número de lazos (unos 150 vs 100 cuando no hay
almacenamiento).
De igual forma, la partida con mayor peso en el coste de inversión de una central
cilindro-parabólica con almacenamiento es la del campo solar, que supone un 38% del
CAPEX total de la planta. El resto de costes es más homogéneo siendo las partidas de
equipos principales y obra civil algo superiores (~10%). La principal diferencia con las
anteriores es el coste añadido del sistema de almacenamiento que supone un 10% del
coste total de inversión.
Cabe mencionar que, en algunos casos, el coste de inversión en la fecha de puesta en
marcha puede ser inferior al real debido a la sustitución de grandes componentes con
posterioridad a esa fecha. En cuanto al coste de operación, éste es sensiblemente
mayor en las centrales con almacenamiento que en aquellas que no tienen (en valor
absoluto y no por MWh). Sin embargo, las partidas que componen dicho coste son las
mismas para ambas: operación y mantenimiento, seguros, autoconsumo, gas, tasas y
otros.
De igual forma, hay una importante variabilidad en los costes de inversión entre
plantas. Como factores relevantes apuntamos el reducido número proveedores
especializados de espejos parabólicos y tubos, la variedad de modelos de
construcción/EPC (ingeniería propia vs externa).
Sería importante remarcar que no hemos observado una reducción progresiva del
coste de inversión de las centrales cilindro-parabólicas que resultaría de la aplicación
de una curva de aprendizaje.
Hay que destacar que existe una reciente limitación de la generación con gas. Hasta
2013, esta limitación era del 15% y estaba primada mientras que a partir de 2013 se
mantiene la limitación pero sin prima. La generación con gas permite que las centrales
sigan funcionando cuando las condiciones normales no lo permitirían por lo que las
plantas termoeléctricas seguirán quemando gas por motivos de seguridad y operación
si bien se estima que el coste total de operación por este concepto baje,
especialmente en las centrales con almacenamiento.
Cabe mencionar la complejidad de establecer un estándar de costes de operación
para estas tecnologías puesto que en dicho coste influyen diversas variables que
causan elevada dispersión en los mismos: alquiler, imputación de las infraestructuras
de evacuación, costes del agua, gas, operación y mantenimiento, costes de vigilancia
ambiental y liquidaciones de desvíos.
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1.1.5
Hidroeléctrica (< 50 MW)
RBSC propone 3 casos tipo de instalaciones que utilicen saltos o corrientes de agua
para la producción de electricidad con potencia instalada inferior a 50 MW:
•
Instalaciones hasta 10 MW y de tipo fluyente.
•
Instalaciones superiores a 10 MW y de tipo pie de presa.
•
Instalaciones entre 10 MW y 50 MW.
Los casos tipo para esta tecnología se han definido en línea con lo establecido para
los grupos b.4 y b.5 en el borrador del nuevo Real Decreto, partiendo por potencia y
tipo de instalación.
La tecnología hidroeléctrica es la tecnología de régimen especial más madura. En la
última década, únicamente se han construido cerca de 585 MW nuevos de
hidroeléctrica, debido a las restricciones medioambientales y a los incentivos
disponibles.
La configuración del salto es el principal determinante del CAPEX de la planta puesto
que la elección de uno u otro influye tanto en la determinación de la solución de
ingeniería más adecuada para cada caso como en su coste.
Desde el año 2000, se ha producido una mejora tecnológica en las turbinas que ha
abaratado su coste al ser más compactas, simples y fiables. La cuestión principal en el
establecimiento de un estándar es la inmensa variabilidad de ubicaciones, edad media
e infraestructura necesaria, con impacto en costes de inversión y operación.
Además, los procesos de aprobación son largos (de 6 a 10 años) y complicados dadas
las restricciones existentes a la hora de obtener una licencia. Esto ha llevado a la
reutilización de antiguos saltos (ej. centrales a pie de presa repotenciadas) como
alternativa a la creación de nuevas centrales.
Por otro lado, algunas centrales no han incluido en su coste de inversión los gastos
relacionados con la gestión de terrenos o la construcción de infraestructuras
adicionales necesarias (ej. líneas de evacuación o canales). Dichos costes podrían
alterar sensiblemente el coste de inversión total. Cabe mencionar que la denominada
micro-hidroeléctrica, de reducidos saltos y potencias (hasta 250-500 kW), sufre de un
fuerte efecto de subescala a la hora de determinar inversiones, pudiendo incrementar
significativamente (factor de 2x a 3x) el CAPEX unitario.
Los costes operativos presentan variabilidad entre las distintas instalaciones y
dependen del enfoque del inversor. Si el inversor se centra en la obtención de un
margen, intentará minimizar el coste de operación y mantenimiento mientras que éste
será más elevado si el inversor pretende maximizar la vida útil del activo. Asimismo,
también existe una relevante variabilidad en las horas equivalentes de funcionamiento
de una central a otra.
Los ingresos vienen determinados tanto por el modo de operación (pie de presa o
fluyente) como por las horas de funcionamiento. Estas últimas, a su vez, están
condicionadas por la imposición de caudales ecológicos por parte de las cuencas
hidrográficas. Adicionalmente, este tipo de generación depende de variaciones cíclicas
a lo largo de varios años (entre 2 y 10), estacionales e incluso diarias.
A su vez, es importante señalar que muchas de las centrales existentes son
concesiones públicas con exigencia de condiciones de las que va a depender el
retorno económico de los activos. Ejemplos:
23/198
•
Obligatoriedad de devolución del bien público en perfectas condiciones al final
de la concesión.
•
Fuerte variación de cánones exigidos al concesionario (del 0% hasta el 33% de
los ingresos con varios modelos: como porcentaje de facturación, por MWh,
fijo, combinación, etc).
Debido a la distorsión que genera esto último en el cálculo de rentabilidad de proyecto,
se ha excluido explícitamente de nuestro análisis todo canon hidrográfico. La
rectificación de dichas distorsiones tendría que ser objeto de una compensación
adicional como resultado de la aplicación de un criterio de equivalencia de centrales.
Otra excepción en nuestros cálculos es la reciente exigencia de demolición al final de
la vida útil del proyecto, pendiente de internalizarse en las cuentas de cada activo (ej.
vía provisiones adicionales).
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1.1.6
Biomasa
En la categoría de biomasa están incluidas todas aquellas instalaciones que utilicen
como combustible principal la biomasa procedente de actividades silvícolas, agrícolas
y ganaderas. Se proponen 2 casos tipo:
•
Instalaciones que utilicen como combustible principal biomasa procedente de
cultivos energéticos, de actividades agrícolas, ganaderas o de jardinerías,
de aprovechamientos forestales y otras operaciones silvícolas en las
masas forestales y espacios verdes (212 MW; 25 instalaciones): se presenta
un caso tipo de turbina de 20 MW, con factor de utilización del 89% y
autoconsumo del 12%.
•
Instalaciones que utilicen como combustible principal biomasa procedente de
instalaciones industriales del sector agrícola o forestal (177 MW; 20
instalaciones): se presenta un caso tipo con coste de tratamiento de las
biomasas por secado y almacenamiento incluido en el coste del combustible,
con 22% de eficiencia y 10% de autoconsumo.
La biomasa sigue teniendo un peso muy limitado dentro del mix de renovables. Ni el
régimen retributivo establecido por el Real Decreto 436/2004, ni el del Real Decreto
661/2007 han logrado un incremento significativo de estas plantas – desde 2007
únicamente se han instalado ~340 MW de biomasa.
En España, existe una gran variedad de instalaciones de generación que utilizan como
insumo principal la biomasa de madera o residuos agrícolas, por ejemplo. A día de
hoy, esta tecnología tiene una función importante en el aprovechamiento / tratamiento
de la biomasa local (ej. limpieza de bosques y zonas verdes) – pero la industria está
teniendo problemas en la obtención de biomasa no procesada, por menor escala y la
profesionalización de los proveedores.
Uno de los puntos críticos para la viabilidad económica de las plantas de biomasa es
la falta de garantía de acceso al recurso de forma económicamente viable a lo largo
del tiempo.
La tecnología de la biomasa se puede considerar como una tecnología relativamente
madura, que ha experimentado una mejora en los niveles de eficiencia a lo largo de
los últimos 10-15 años. También existen otras a nivel experimental como las plantas
de gasificación (consideradas dentro de plantas singulares).
El modelo de negocio de biomasa normalmente presenta riesgos para los operadores:
•
de volumen, por disponibilidad de la materia prima.
•
de precio, siendo variaciones de +/-30% comunes en el mismo periodo para la
biomasa, lo cual representa aproximadamente la mitad del coste de
generación.
25/198
1.1.7
Biogás
RBSC propone 2 casos tipo de instalaciones que utilicen como combustible principal
el biogás procedente de vertederos o de la digestión anaerobia:
•
•
Instalaciones que empleen como combustible principal el biogás recuperado
en los vertederos controlados (120 MW; 65 instalaciones):
o
El perímetro considerado en este punto solo incluye los costes de
inversión y explotación necesarios para valorar el biogás generado en el
vertedero, excluyendo los que vienen impuestos por la obligatoriedad
legal de sellar, desgasificar y oxidar el biogás para evitar emisiones
atmosféricas de metano. Presentamos un caso tipo para > 5 MW con
sus respectivos costes de inversión.
o
Los costes totales de explotación varían típicamente entre 50-70 euros
por MWh. Para el cálculo efectivo de los estándares hemos utilizado el
criterio determinado por el IDAE, por lo que hemos considerado
únicamente el valor de O&M estrictamente relacionado con la
generación de electricidad.
Instalaciones que empleen como combustible principal el biogás generado
en digestores empleando alguno de los siguientes residuos: residuos
biodegradables industriales, lodos de depuradora de aguas urbanas o
industriales, residuos domiciliarios o similares, residuos ganaderos, agrícolas y
otros para los cuales se aplique el proceso de digestión anaerobia, tanto
individualmente como en co-digestión (67 MW; 56 instalaciones):
o
Biogás procedente de la digestión anaerobia de FORSU, que
cumple un servicio público de gestión de residuos sólidos urbanos, con
costes de inversión muy variables.
o
Biogás procedente de la digestión anaerobia de lodos y otros
residuos agroalimentarios – muy distinto del primero en la obtención
del insumo por su dependencia de la logística del digestato.
Presentamos un caso tipo para 2 MW. Sus costes totales de
explotación (incluyendo transporte) pueden llegar a los 40 euros por
MWh (instalaciones de 2 MW). De igual forma, para el cálculo efectivo
de los estándares hemos utilizado el criterio determinado por el IDAE, y
hemos considerado únicamente el valor de O&M estrictamente
relacionado con la generación de electricidad.
Los casos tipo para esta tecnología se han definido en línea con lo establecido para el
grupo b.7 en el borrador del nuevo Real Decreto, partiendo por el tipo de combustible
principal; y para los subgrupos b.7.1 y b.7.2 se presenta una comparativa de los costes
de inversión de varias plantas.
Hay por lo tanto dos procesos relevantes en la generación eléctrica con biogás: el
biogás de residuos urbanos / industriales y el de residuos agrícolas / ganaderos. La
tecnología de digestión tiene un menor grado de madurez en comparación con la
combustión en biomasa, y, por lo tanto, su eficiencia es menor por la inexistencia o
carácter estacional de los clientes de calor útil ("heat sinks"). Por otro lado, el elevado
contenido de humedad de los recursos limita el radio de acción de plantas de biogás
en comparación con biomasa.
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1.1.8
Tratamiento de Residuos
Los casos tipo para esta tecnología se han definido en línea con lo establecido para la
categoría d) en el Real Decreto 436/2004, partiendo por el tipo de instalación. RBSC
propone 3 casos tipo de instalaciones que utilicen el tratamiento y reducción de
purines, lodos y otros residuos:
•
•
Instalaciones de tratamiento y reducción de purines de explotaciones de
porcino de zonas excedentarias (414 MW; 33 instalaciones):
o
El coste de inversión de referencia es de 1,5 millones de euros por MW,
con un rendimiento de aproximadamente 7.400 horas equivalentes,
autoconsumo del 7%, y disponibilidad del 91%. Este cálculo incluye
lleva incluido la inversión en el proceso del tratamiento de purines
o
El coste de operación de referencia de dichas instalaciones es de
aprox. 109 euros por MWh a los que hay que añadir un coste fijo de 171
mil euros por MW y 15 mil euros de COPEX recurrente (1% anual).
o
Hemos considerado los ingresos (marginales, aprox. 1 euro por MWh)
por producción de residuos que son utilizados como fertilizantes
orgánicos – solo percibidos por algunas plantas.
o
Adicionalmente al tratamiento convencional de purines (24 plantas y
303 MW), hay 5 plantas (81 MW) que incluyen un proceso de
biodigestión, sumando un total de 29 plantas y 384 MW.
o
RBSC, con el fin de obtener resultados contrastables con los calculados
por el IDAE, realizó el cálculo de la retribución excluyendo el proceso de
tratamiento de purines, ajustando el CAPEX en c. 300 mil euros (valor
estimado de los equipos de tratamiento), y equiparando estas
instalaciones a una cogeneración de igual rango y características
técnicas.
o
Este término de inversión medioambiental dejaría, en ese caso, de ser
remunerado, siendo eventualmente objeto de un esquema retributivo
específico.
Instalaciones de tratamiento y reducción de lodos (211 MW; 16
instalaciones):
o
Este subgrupo incluye las plantas de cogeneración basadas en el
tratamiento de orujo de aceituna, previamente incluidas en la
Disposición Transitoria 2ª.
o
El coste de inversión de referencia es de 1,07 millones de euros por
MW, con un rendimiento de aproximadamente 7.600 horas
equivalentes, REE del 66 al 90%, (autoconsumo del 3%). Este cálculo
incluye la planta de secado del alperujo deshuesado.
o
El coste de operación de referencia de dichas instalaciones es de 125
euros por MWh a los que hay que añadir un coste fijo de 174 mil euros
por MW y 23 mil euros de COPEX recurrente (aprox. 2% anual).
o
Hay ingresos marginales por venta de calor útil (aprox. 3 euros por
MWh), con una hipótesis de descuento de vapor del 90%.
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o
Entendemos que las consideraciones mencionadas para el subgrupo
d.1 aplican de igual forma para esta división de activos, en particular en
lo que se refiere a equipos auxiliares (ej. equipamiento de secado
conectados a las cogeneraciones).
Observaciones comunes a los dos subgrupos:
•
Aunque estos subgrupos incluyen plantas con particularidades, en general son
instalaciones de cogeneración asociadas a procesos de tratamiento de
residuos (purines y alpechín) que aprovechan el calor útil producido en la
cogeneración para el tratamiento.
Se construyeron con el objetivo de resolver problemas medioambientales del
sector agropecuario, siendo actualmente las únicas tecnologías
económicamente viables para el proceso de tratamiento.
•
Para purines y lodos, además del cumplimiento del requerimiento de eficiencia,
las instalaciones tienen un requerimiento mínimo de tratamiento de residuos
que implica un elevado número de horas de funcionamiento (por encima de
7.000). Esto implica la necesidad de contratos de combustibles predecibles y
estables a largo plazo (ej. gas natural).
Existe también un conjunto de instalaciones de tratamiento y reducción de otros
residuos (33 MW; 3 instalaciones) considerado como instalaciones singulares.
28/198
1.1.9
Combustión de Residuos
categoría c) en el borrador del nuevo Real Decreto, partiendo por el tipo de
combustible principal. RBSC propone 3 casos tipo de instalaciones que utilicen como
energía primaria residuos con valorización energética no contemplados en los casos
tipo de biomasa y biogás:
•
Instalaciones que utilicen como combustible principal residuos domésticos y
similares (284 MW; 13 instalaciones):
o
Las plantas de valorización energética de residuos urbanos (RU) tienen
una función medioambiental, marcada por el objetivo de directivas
europeas de limitar su envío a vertederos (limitación del 35% del
residuo biodegradable a 2016, de la directiva 1999/31/CE ratificada por
el RD 1481/2001). La Ley 22/2011 tenía como objetivo incrementar el
porcentaje de RU reciclados del 33% en 2011 hasta el 50% en 2020.
Actualmente, las plantas incineradoras gestionan un 9% de los
residuos, aprox. 2,5 millones de toneladas al año.
o
Las instalaciones de este tipo son muy heterogéneas. Existe una sola
planta que supone el 23% del total de la potencia instalada y que
además es la única de horno de lecho fluido, y otras de menor tamaño
que suelen ser hornos de parrilla. Todas ellas tienen fuerte dependencia
de los procesos de preparación previa del residuo urbano, reciclaje y
compostaje.
o
La mayoría de las instalaciones tienen más de 15 años de
funcionamiento y se construyeron como solución a necesidades de las
administraciones públicas regionales y locales. Además, muchas de
ellas han realizado modificaciones sustanciales y han alargado la
percepción de incentivos.
o
El perímetro considerado en nuestro análisis es el proceso de
incineración y generación de electricidad, y hemos excluido
explícitamente los procesos de tratamiento posterior (de escorias y
materiales residuales).
o
En general, todas estas instalaciones de combustión de residuos
requieren un régimen de horas elevado (por encima de 7.000) para su
funcionamiento a niveles económicamente eficientes, y contratos de
combustibles predecibles y estables a largo plazo.
o
Además de los ingresos por venta de electricidad, las plantas de
valorización de residuos urbanos tienen un ingreso en concepto de
canon por recogida y tratamiento, el cual puede o no cubrir los costes
en cuestión. Esta división entre ingresos de generación por venta de
energía y cánones (medioambientales) de tratamiento de residuos no
se efectúa necesariamente respetando el perímetro mencionado.
o
Según el mercado, la tarifa eléctrica cubre parte del déficit de cánones
de tratamiento. Esto se refleja en la dispersión del peso en los ingresos
de los respectivos cánones, variando desde el 14% hasta el 64%. En
términos absolutos, los valores varían desde aprox. 25 euros hasta los
80 euros por tonelada (con un promedio de 60 euros).
29/198
•
o
En relación a los costes de operación, existe variabilidad entre
instalaciones. Esta dispersión es claramente visible en la media
ponderada de los costes operativos unitarios.
o
El cálculo de Rinv y Ro para el subgrupo c es particularmente difícil,
teniendo en cuenta la edad media de las instalaciones en cuestión, la
distinta casuística de inversiones con o sin modificaciones
substanciales / horas de funcionamiento y discusión del perímetro
relevante para el nuevo sistema de remuneración.
o
Para calcular la retribución a estas instalaciones, hemos utilizado el
criterio del IDAE de considerar el valor de inversión efectivo y costes de
operación más bajos.
Instalaciones que utilicen como combustible principal licores negros u otros
residuos no contemplados anteriormente (260 MW; 20 instalaciones):
o
La cogeneración con licor negro es una actividad específica de
fabricantes de pasta, papel y cartón, a partir del proceso de
transformación de la madera en pasta de celulosa y lignina.
o
El proceso consiste básicamente en descortezar y astillar la madera (la
corteza se valoriza posteriormente como biomasa), siendo la lignina
transformada vía cocción (digestor) en licor negro de alta concentración,
lo cual es el insumo principal para el proceso de cogeneración.
o
El proceso de cogeneración propiamente dicho – parte integrante del
proceso productivo del fabricante – consiste en generar vapor en una
caldera, que posteriormente alimentará una turbina que genera
electricidad y calor residual a la fábrica. El proceso de cogeneración
también permite recuperar químicos en la producción de licor, los
cuales son valorizados en un proceso de venta interno a dicha fábrica.
o
El coste de inversión de referencia de una de las plantas más eficientes
de España (REE de 40%-43%, de aprox. 6.750 horas equivalentes,
autoconsumo 11%, y factor de utilización del 87%) incluyendo turbina,
caldera y elementos auxiliares es de aproximadamente 2,1 millones de
euros por MW.
o
Este valor es más elevado que el de cogeneración pura por la
incorporación de elementos de tratamiento (turbina de contrapresión,
desgasificador), pero se beneficia de economías de escala en la
compra de equipos y compra conjunta de materiales. Sin estos ajustes,
el valor efectivo de inversión sería de hasta aproximadamente 3
millones de euros por MW (para otra planta de referencia de 20 MW)
o
El coste de operación de dichas instalaciones varía entre 32 euros por
MWh y 37 euros por MWh (aprox. 24% de combustible, 30% de
operación y mantenimiento y 46% de personal). Si al coste total del licor
negro se deduce el ingreso por venta de vapor (a precio de mercado,
generado a gas natural) y el ingreso derivado de químicos recuperados,
el coste neto de operación varía entre 89 y 97 euros por MWh.
o
Para calcular la retribución a estas instalaciones, hemos utilizado el
criterio del IDAE de exclusión del coste de licor negro como insumo.
30/198
Existe una instalación considerada en instalaciones singulares, que utiliza como
combustible principal productos de explotaciones de calidades no comerciales para la
generación de electricidad (50 MW) por su elevado contenido en azufre o cenizas,
representando los residuos más del 25% de la energía primaria.
31/198
1.2
Consideraciones finales
1.2.1
Instalaciones singulares y casos tipo definidos
También existen instalaciones que, por sus características (tamaño, tecnología o
combustible), resultan ser únicas dentro del régimen especial español. Este reducido
número de instalaciones se ha categorizado como "instalaciones singulares" y se ha
concluido que debería tener su propio estándar o bien la posibilidad de acogerse a uno
ya definido.
En definitiva, se ha caracterizado un total de 55 casos tipo (no incluyendo casos sin
instalaciones o instalaciones consideradas singulares), con tablas de Rinv y Ro por
año de operación / año de puesta en marcha, constituyendo los estándares para los 8
grupos de tecnologías dentro de la generación eléctrica en régimen especial y, a su
vez, un conjunto de "instalaciones singulares".
1.2.2
Contraste y testeo de modelos
Se ha realizado una revisión de los modelos desarrollados por el IDAE (hipótesis
operativas, marco retributivo y modelización de flujos de caja) en diferentes sesiones
de trabajo con cada uno de los departamentos de las distintas tecnologías.
Para las siguientes tecnologías, además de realizar la sesión de trabajo, se ha puesto
a disposición de RBSC el correspondiente modelo en Excel (entre paréntesis la fecha
de entrega):
•
Solar Fotovoltaica
(23 de octubre de 2013)
•
(23 de octubre de 2013)
•
Eólica
(7 de noviembre de 2013)
•
Hidroeléctrica
•
Biomasa
•
Biogás
•
Combustión de residuos
Para cogeneración y tratamiento de residuos se realizó una sesión de revisión con
fecha a 31 de enero de 2014.
32/198
2. Contexto
Como introducción al análisis de los casos tipo relevantes para el borrador del Real
Decreto que "establecerá el régimen jurídico y económico de la actividad de
producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energías renovables,
cogeneración y residuos", entendemos necesario revisar:
•
Los significativos cambios regulatorios que han impactado la evolución de las
tecnologías en cuestión – legislación relevante considerada y años de entrada.
•
Los escenarios elegidos para la evolución a futuro de las principales variables
macroeconómicas – precio del mercado eléctrico y principales combustibles e
insumos.
•
Una breve caracterización de las instalaciones y volumen histórico total de
primas equivalentes atribuidas en el perímetro del presente informe (por
tecnología).
2.1
Evolución de regulación relevante
Según el borrador del nuevo Real Decreto, "la implementación de una política
sostenible para la generación de energía eléctrica procedente de fuentes de energía
renovables y el aumento de la eficiencia energética han constituido los principales
pilares de la política energética española en los últimos años. Han tenido como
objetivo reducir la alta dependencia energética exterior, las emisiones de efecto
invernadero y la de energía primaria o ciclos combinados, además de fomentar la
seguridad del abastecimiento energético nacional y el desarrollo tecnológico
generando distintas oportunidades de crecimiento económico".
En dicho borrador del nuevo Real Decreto se argumenta que el desarrollo de una
regulación para las energías renovables empieza en los años 80, con la ley 82/1980
de conservación de energía, con el fin de mejorar la eficiencia energética y así poder
reducir la dependencia del exterior. Desde entonces se ha producido un avance
significativo en las tecnologías de producción de energía eléctrica definidas por el
régimen especial, concretamente todas aquellas que produzcan energía a través de
fuentes de energías renovables, cogeneración o residuos.
2.1.1
•
Periodo 1980 - 1989
Ley 82/1980: aborda por primera vez en documento oficial la producción de
energía eléctrica a partir de energías renovables y surge con el propósito de
"reducir la fuerte dependencia energética exterior que tenía España,
promoviendo el desarrollo de generación de origen renovable para reducir las
necesidades de importación de combustibles fósiles".
Además, con el objetivo de impulsar la mejora de la eficiencia energética,
establece incentivos para el "autogenerador", instalaciones cuyo fin primordial
no sea la producción de electricidad pero que "puedan obtener ésta por sus
propios medios, a partir de la utilización de residuos o subproductos
energéticos excedentarios de su proceso de producción".
33/198
2.1.2
Periodo 1990 - 1999
•
Real Decreto 40/1994: establece por primera vez el reconocimiento de
"régimen especial" a todas aquellas instalaciones que tenían consideración de
"autogenerador" según la ley 82/1980.
•
Real Decreto 2366/1994: desarrolla un marco retributivo para la producción del
régimen especial, estableciendo un precio para los excedentes de energía de
los "autogeneradores". El precio de venta de la energía cedida está compuesto
por un término de potencia y por un término de la energía cedida.
•
Ley 54/1997: distingue la producción en régimen ordinario de la producción en
régimen especial, estableciendo un sistema de mercado para el primero y uno
alternativo para el segundo: cogeneración, biomasa y residuos recibirán una
prima sobre el precio de mercado por su energía excedentaria y las renovables
(solar, eólica, geotérmica, energía de las olas y mini hidráulica) participarán
directamente en el mercado recibiendo una prima más el precio marginal
horario y, cuando fuese necesario, una remuneración por garantía de potencia
y por servicios complementarios, donde el mercado les imputaría el coste de
los desvíos.
El régimen especial de producción eléctrica estará reservado para instalaciones
cuya potencia instalada no supere los 50 MW y utilicen sistemas de producción
de electricidad asociados a actividades no eléctricas tales como energías
renovables.
•
2.1.3
•
Real Decreto 2818/1998: tiene como propósito el desarrollo reglamentario del
régimen especial de la Ley 54/1997 en lo relativo a los requisitos y
procedimientos para acogerse al mismo. Asimismo, se desarrollan los
procedimientos de inscripción en el Registro correspondiente, las condiciones
de entrega de la energía y el régimen económico. Se establecen unas primas e
incentivos para la venta de excedentes de energía para las instalaciones
registradas en el régimen especial.
Periodo 2000 - 2009
Real Decreto 841/2002: tiene como objeto el desarrollo del Real Decreto Ley
6/2000 de medidas urgentes de intensificación de la competencia en mercados
de bienes y servicios que fomenta la participación en el mercado de las
instalaciones del régimen especial tras la liberalización a finales de los 1990.
Se regula el incentivo por la participación en el mercado de producción a las
tecnologías de régimen especial y establece nuevas formas de contratación
entre productores en régimen especial y comercializadores percibiendo la
prima que les corresponda por la energía vendida. Por último, se establece una
prima para todas aquellas instalaciones que utilicen la energía solar
termoeléctrica como fuente primaria de generación eléctrica.
•
Real Decreto 436/2004: establece la metodología para la actualización y
sistematización del régimen jurídico y económico de la actividad de producción
de energía eléctrica en régimen especial y deroga el Real Decreto 2818/1998.
El RD desarrolla la ley del sector eléctrico en régimen especial instaurando un
esquema legal y retributivo con el fin de consolidar el marco regulador.
34/198
Este marco daba la posibilidad al titular de elegir entre dos opciones de
remuneración por la energía generada dentro del régimen especial: vender la
electricidad libremente en el mercado de ofertas a través de un operador o
comercializadora percibiendo por ello el precio de mercado más un incentivo y,
en los casos necesarios, una prima o vender la electricidad a la empresa
distribuidora percibiendo la correspondiente tarifa regulada e imputándose el
coste de los desvíos.
Con dicho Real Decreto, las instalaciones que pueden acogerse al régimen
especial son las siguientes (ver Figura 1).
Figura 1 – Instalaciones que pueden acogerse al régimen especial (RD 436/2004)
AUTOPRODUCTORES
Central Cogeneración
Gas Natural 95%
Resto cogeneración
ENERGÍA RENOVABLE NO
CONSUM., BIOMASA,
BIOCOMBUSTIBLES
Energía Solar
RESIDUOS AGRÍCOLAS,
GANADEROS Y DE
SERVICIOS
RESIDUOS OTRO
VALOR ENERGÉTICO
Lodos. Porcino, otros
Fotovoltaica Térmica
Geotérmica, olas,
mareas
Energía Eólica
En tierra
En mar
Hidroeléctrica
no superior a 10 MW
Biomasa
Hidroeléctrica
de 10 a 50 MW
Fuente: Roland Berger Strategy Consultants
•
Real Decreto 7/2006: se estableció para adoptar medidas urgentes en el
sector energético y desvincular la variación de las primas a la de la tarifa de
referencia en régimen especial.
•
Real Decreto 661/2007: regula la actividad de producción de energía eléctrica
en régimen especial y sustituye al Real Decreto 436/2004, pero mantiene el
esquema retributivo básico, es decir, se mantiene abierta la opción retributiva
de ir a tarifa regulada o mercado más una prima variable en función del precio
de mercado y unos límites superior ("cap") e inferior ("floor").
Este Real Decreto también tiene como objetivo permitir la hibridación en
distintas tecnologías para poder garantizar una mayor utilización de las plantas
en casos extremos (periodos sin radiación o escasez en el suministro de
biomasa) y una mayor utilización y eficiencia en la generación eléctrica.
•
Ley 17/2007: modifica la Ley 54/97 y pretende adaptar la Ley del Sector
Eléctrico a la Directiva 2003/54/CE sobre normas comunes para el mercado de
electricidad. De esta manera el gobierno tiene la posibilidad de establecer una
prima para las instalaciones de energías renovables aun cuando la potencia
instalada sea superior al límite previamente fijado de 50 MW.
35/198
•
Real Decreto 1578/2008: el Real Decreto 1578/2008 de retribución de la
actividad de producción de energía eléctrica mediante tecnología solar
fotovoltaica para las instalaciones posteriores a la fecha límite de
mantenimiento de la retribución del RD 661/2007 para dicha tecnología, divide
las nuevas instalaciones de la tecnología solar fotovoltaica en dos subgrupos
dependiendo de su ubicación. Las tipo I son aquellas ubicadas en cubiertas y
las de tipo II son las ubicadas en el suelo.
Además se establece una nueva definición de potencia más precisa para evitar
la división de una única instalación en varias de menor tamaño y así poder
optar a un marco retributivo más favorable.
•
2.1.4
Real Decreto 6/2009: adopta determinadas medidas en el sector energético y
aprueba el bono social.
Periodo 2010 - 2013
•
Real Decreto 1565/2010: regula y modifica determinados aspectos relativos a
la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial. Incluye
una reducción extraordinaria de la tarifa fotovoltaica para la primera
convocatoria de preasignación a partir de la entrada en vigor de este Real
Decreto.
•
Real Decreto 14/2010: establece medidas urgentes para la corrección del
déficit tarifario del sector eléctrico español.
•
Real Decreto 1614/2010: regula y modifica determinados aspectos relativos a
la actividad de producción de energía eléctrica a partir de tecnologías solar
termoeléctrica y eólica.
•
Ley 15/2012: tiene como objetivo armonizar nuestro sistema fiscal para
energías de régimen especial.
•
Real Decreto 1/2012: establece la suspensión de los procedimientos de
preasignación de retribución y a la supresión de los incentivos económicos
para nuevas instalaciones de producción de energía eléctrica a partir de
cogeneración, fuentes de energía renovables y residuos.
•
Real Decreto 2/2013: establece medidas urgentes en el sistema eléctrico y en
el sector financiero.
•
Real Decreto 9/2013: adopta medidas urgentes para garantizar la estabilidad
financiera del sistema eléctrico.
Es necesario conocer en profundidad las condiciones regulatorias y su variación a lo
largo del tiempo para entender las distintas opciones de tramos de remuneración de
los activos (dentro de cada tecnología), en términos de modalidades de remuneración
y costes adicionales impuestos por vía legislativa a las tecnologías.
La actualización de dichas leyes y su diversidad de orientaciones dificultan la
reconstrucción del hilo regulatorio de los activos en cuestión y afecta en particular a los
ingresos efectivos percibidos, tanto por cambios de criterio de encuadramiento de las
plantas así como las distintas opciones de retribución disponibles.
A tal efecto, RBSC ha seguido el criterio determinado por IDAE y ha utilizado la
retribución media anual percibida por las instalaciones.
36/198
2.2
Evolución y escenarios de las principales variables macroeconómicas
2.2.1
Mercado eléctrico
En España el mercado diario de electricidad está organizado según establece la Ley
54/1997 del Sector Eléctrico, y se caracteriza por ser un mercado marginalista. El
precio medio del mercado diario de electricidad se determina tras la casación de oferta
y demanda llevada a cabo por el operador del sistema. Los agentes del sistema
eléctrico (productores y consumidores) presentan sus ofertas/demandas de
electricidad, en función de las cuales el operador realiza una casación, determinando
el precio de la electricidad liquidada, así como las unidades de producción autorizadas
a verter electricidad al sistema, y aquéllas que se quedan fuera de la casación (por
haber presentado un precio de venta superior al establecido).
En la definición de un escenario de evolución del precio de la electricidad, resulta
fundamental caracterizar convenientemente la evolución de la oferta (capacidad
instalada y coste de generación tanto del régimen ordinario como del régimen
especial), de la demanda de electricidad y de otras variables generales con impacto en
las anteriores (por ejemplo, evolución del precio de los combustibles fósiles,
escenarios de políticas de ayuda/incentivos a determinadas tecnologías, evolución del
precio del CO2 o establecimiento de escenarios climáticos que afectan a la
generación).
RBSC dispone de un modelo que caracteriza la evolución de la oferta y demanda de
electricidad en España, así como la casación y el establecimiento del precio del
mercado mayorista resultante – este modelo se detalla en un anexo.
El escenario de evolución del precio de mercado que se ha utilizado en este informe
(ver Figura 2) ha sido determinado a partir de escenarios conservadores de evolución
de la demanda y oferta del mercado eléctrico en España. El crecimiento del precio del
gas natural y la recuperación paulatina de la demanda son las principales razones que
explican el regreso a precios de la electricidad por encima de 60 euros por MWh en
2020.
Figura 2 – Precio mercado diario de electricidad en España, 2000-2020 (EUR/MWh)
EUR/MWh
90
80
CAGR 5,9%
64
70
60
54
51
50
50
40
30
39
37
31
30
29
37
47
46
48
49
52
56
60
64
69
37
28
20
10
0
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
37/198
2.2.2
Combustibles (fósiles, biomasas) y CO2
Es necesario establecer unos escenarios de evolución del precio de combustibles
fósiles, CO2 y precio de la biomasa, al ser variables relevantes tanto para el coste de
generación como para la retribución a futuro (precio de mercado de la electricidad) de
las tecnologías de generación de electricidad que operan en régimen especial.
El siguiente gráfico (ver Figura 3) muestra el escenario de evolución del barril de Brent
considerado. Este escenario se ha construido teniendo en cuenta tanto los mercados
de futuros del Brent como las previsiones realizadas por los principales países
productores y exportadores de petróleo.
Figura 3 – Precio del barril de Brent, 2000-2020 (USD/bbl)
USD/bbl
140
CAGR 3,0%
120
101
100
80
80
66
60
40
45
31 28
26
25
53
53
103
105
102
107
113
118
124
87
61
45
31
20
0
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
Fuente: Bloomberg; EIA; IEA; Banco Mundial; OPEP; Roland Berger Strategy Consultants
A continuación, se pueden ver los escenarios considerados para la evolución de los
precios del gas natural (ver Figura 4), del carbón (ver Figura 5) y del CO2 (ver Figura
6). En el caso del precio del gas natural, se ha tenido en cuenta que, si bien en el corto
plazo continúa el desacoplamiento entre los precios del petróleo y del gas natural, en
el medio/largo plazo volverían a acoplarse gradualmente.
38/198
Figura 4 – Precio medio anual del gas natural en España, 2000-2020 (EUR/MWh)
EUR/MWh
50
45
40
35
35
29
30
23
25
20
15
14 15
23
34
33
33
32
32
32
33
33
29
22
24
16
13
14
13
10
5
0
2000
2002
2004
2006
2008
2010
2012
2014
2016
2018
2020
108
105
102
99
96
2018
2019
2020
1) No incluye peajes
Fuente: Bloomberg; AEAT; CMP; EIA; NYMEX; IEA; Roland Berger Strategy Consultants
Figura 5 – Precio del carbón, 2010-2020 (EUR/t)
EUR/t
120
110
100
88
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
2010
109
114
114
111
101
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
Fuente: Bloomberg; Roland Berger Strategy Consultants
39/198
Figura 6 – Precio de los derechos de emisión de CO2, 2008-2020(EUR/t)
25
20
15
10
19,7
12,5
12,6
9,8
4,9
5
5,1
5,3
5,5
5,9
5,4
5,4
5,5
3,0
0
2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
Fuente: Bloomberg; Roland Berger Strategy Consultants
Hemos considerado previsiones conservadoras en la senda de derechos de emisión
de CO2 teniendo en cuenta los mercados de futuros actuales. A pesar del hecho de
que varios analistas entienden que el actual nivel de CO2 sigue en descenso por la
sobreoferta de derechos de emisión (en parte por la presente crisis), serían necesarias
medidas estructurales para incrementar su valor transaccional (por ejemplo, de la UE).
La Figura 7 refleja la evolución del precio medio de las biomasas utilizadas como
combustibles en las instalaciones de generación incluidas en los grupos b.6. y b.8. del
RD 661/2007 (excluyendo el precio de la biomasa proveniente de cultivos
energéticos). Los valores mostrados se han estimado a partir entrevistas con expertos
del sector y productores de biomasa, así como considerando los índices de precios de
materias primas similares a las biomasas en cuestión.
En España, el precio de la biomasa ha venido marcado históricamente por la demanda
del mercado, ya que al existir un marco retributivo establecido, la mayor parte de los
operadores de centrales de generación de electricidad a partir de biomasa establecían
un precio máximo para la negociación de la recolección y transporte de la biomasa.
40/198
Figura 7 – Evolución del precio medio de la biomasa, 2000-2020 (EUR/ton)
BIOMASAS DE ORIGEN AGROFORESTAL1)
80
75
70
65
60
51 52 52
55
49 50 50 51
47 49
50
46
45
42 43
45
40 41
37 39
40
36
34
35 33
30
25
20
15
10
5
0
2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020
BIOMASAS DE ORIGEN INDUSTRIAL
80
75
70
65
60
55
50
43 43 43 44
45
41 41 42 42
39 40
36 38
40
35
33 33 34
35
30 31
28 29
30
25
20
15
10
5
0
2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020
1) No incluye cultivos energéticos
Fuente: Entrevistas con el sector; Roland Berger Strategy Consultants
41/198
2.2.3
Índice de Precios de Consumo (IPC) y de Precios Industriales (IPRI)
La evolución histórica dentro del IPC (Índice de Precios de Consumo) como del IPRI
(Índice de Precios Industriales) ha sido considerada para establecer la evolución
histórica / crecimiento que han tenido algunas de las variables de costes analizadas en
este informe.
En términos generales, para aquellas tecnologías en las que no ha habido condiciones
extraordinarias de mercado o cuyos costes de operación se deben fundamentalmente
al coste de la mano de obra, se ha utilizado el IPRI (del año anterior) para los costes
de inversión históricos (cuando no se disponía de datos para determinados años), así
como el IPC para el coste de operación.
La evolución histórica de ambos los índices queda reflejada en la Figura 8.
Figura 8 – Evolución histórica de los índices de precios IPC e IPRI, 2000-2012 (%)
Índice de Precios de Consumo (IPC)
Índice de Precios Industriales (IPRI)
6,9%
6,5%
5,4%
5,4%
4,7%
4,0%
4,2%
3,7%
3,2%
2,7%
2,6%
4,0%
2,7%
1,7%
1,4%
0,8%
2000
2002
2004
2006
2008
3,6%
3,4%
3,7%
3,8%
2010
2012
3,0%
2,9%
2,4%
2010
1,4%
0,6%
2012
2000
2002
2004
2006
IPRI (índice general)
2008
-3,4%
IPRI (bienes de equipo)
IPRI ( Fabricación de equipos de
transmisión hidráulica y neumática)
Fuente: INE; Roland Berger Strategy Consultants
42/198
2.3
Régimen especial – caracterización de instalaciones e incentivos
La política energética española se ha caracterizado en los últimos años por el
desarrollo de la energía sostenible y la disminución de la dependencia energética
exterior. Como consecuencia de esta dependencia y para lograr un desarrollo
sostenible, se apostó por impulsar las energías renovables con el objetivo adicional de
alcanzar los compromisos de Kioto establecidos por la UE con respecto a la reducción
de las emisiones de efecto invernadero.
Adicionalmente, la existencia de políticas activas de incentivo al incremento de
eficiencia energética nacional y conformidad a una nueva y más estricta normativa
medioambiental conllevó la inclusión de tecnologías como cogeneración y las
relacionadas con residuos en dicho Régimen Especial.
En España los distintos sistemas de apoyo de tarifas reguladas y primas adoptados se
tradujeron en un incremento muy significativo de las energías renovables en el mix
energético hasta superar los 39 GW de capacidad instalada (ver Figura 9).
Figura 9 – Régimen Especial: número instalaciones y capacidad instalada, 2012 (MW)
1.302
1.009
60.168
4.542
43
1.058
200
52
35
63.867
839
658
610
39.327
2.033
Hidroeléctrica
Biomasa
1.950
6.060
22.636
Eólica
#
Cogeneración Solar Foto- Solar Termovoltaica
eléctrica
Tratamiento Combustión
de Residuos de Residuos
Total
Número total de instalaciones
Fuente: CNE; Roland Berger Strategy Consultants
Cabe destacar que, a finales de 2012, la energía eólica supone aproximadamente el
60% del parque de generación español en régimen especial (en términos de potencia
instalada) si bien, la energía fotovoltaica lidera en número de instalaciones. La
generación eléctrica a partir de combustión de residuos es la tecnología del régimen
especial con menor potencia instalada (cerca del 2%) y menor número de
instalaciones.
43/198
Figura 10 – Capacidad instalada en régimen especial y legislación, 1998-2012 (GW)
39,3
36,5
32,3
34,1
29,5
24,8
21,5
17,5
6,3
1998
7,8
1999
9,3
2000
11,3
2001
13,4
2002
19,2
15,0
2003
2004
RD 2818/1998
2005
2006
2007
2008
RD 436/2004
2009
2010
2011
2012
RD 661/2007
T ratamiento de residuos
Hidroeléctrica
Cogeneración
Biomasa
Solar T ermoeléctrica
Solar Fotovoltaica
Eólica
Figura 11 – Producción en régimen especial y legislación, 1998-2012 (TWh)
103,0
91,3
92,6
2010
2011
81,8
68,8
58,2
42,1
20,4
1998
25,1
27,5
1999
2000
31,2
2001
46,9
51,8
52,2
2005
2006
36,2
2002
2003
RD 2818/1998
2004
2007
RD 436/2004
2008
2009
2012
RD 661/2007
T ratamiento de residuos
Hidroeléctrica
Cogeneración
Biomasa
Solar T ermoeléctrica
Solar Fotovoltaica
Eólica
44/198
Figura 12 – Producción por opción de venta y legislación, 1998-2012 (TWh)
103,0
91,3
92,6
2010
2011
81,8
68,8
58,2
42,1
20,4
1998
25,1
27,5
1999
2000
31,2
2001
51,8
52,2
2005
2006
36,2
2002
2003
RD 2818/1998
Mercado de ofertas
46,9
2004
RD 436/2004
2007
2008
2009
2012
RD 661/2007
Venta a tarifa regulada
45/198
3 Enfoque metodológico – modelo RBSC
Para la estimación de los estándares de costes de inversión y operación de las
diferentes tecnologías de generación de electricidad que operan en régimen especial
en España se ha empleado una metodología homogénea (ver Figura 13) que consiste
en:
•
Establecimiento de las principales variables del coste de generación para cada
tecnología, desglosadas para permitir un análisis suficientemente granular
diferenciando entre:
-
Costes de inversión, incluyendo tanto los costes de ingeniería como los
de mano de obra, los equipos de instalación necesarios y los de los
componentes
-
Costes de operación, detallando las distintas partidas (mantenimiento,
piezas, seguros, etc.)
-
Coste de combustibles o insumos relevantes, en caso de haberlos
-
Factor de carga (en caso de ser relevante)
•
Documentación de los valores históricos observados en las variables
principales.
•
Definición de los escenarios de evolución potenciales (en tecnología, en
precios, etc.) para 2014-2020, teniendo en consideración:
-
Posibles adelantos tecnológicos y curva de aprendizaje de la tecnología
-
Escala de la industria, con aumento de competencia entre proveedores
-
Escala de los equipos, con reducción del coste por unidad de potencia
-
Otros factores que puedan influir, como
componentes, consolidación del sector, etc.
estandarización
de
Posteriormente, la evaluación de la retribución de cada tecnología en base a la
rentabilidad razonable ha sido realizada tomando como base la metodología de cálculo
del borrador de Real Decreto de julio de 2013 y en concreto a:
•
•
La documentación recibida sobre la retribución histórica:
-
Horas de funcionamiento de una instalación eficiente de cada
tecnología (según tipología o segmentación)
-
Eficiencia del aprovechamiento energético de la tecnología
-
Evolución histórica de las tarifas satisfechas a las tecnologías del
régimen especial
La estimación de las retribuciones futuras para 2014-2020 con escenarios
definidos para un conjunto de variables clave de cada tecnología.
Los resultados financieros de los proyectos de producción de electricidad en régimen
especial fueron estimados hasta la determinación de los flujos de caja libre operativos,
de manera que se pueda establecer la rentabilidad esperada por dichos proyectos en
toda su vida útil, en función de los escenarios de retribución futura definidos.
46/198
Características activos
CAPEX
OPEX
Ingresos y horas (referencia)
Características activos
CAPEX
OPEX
Ingresos y horas (referencia)
Ajuste año
puesta en
marcha (N0 )
(por meses)
> MW instalados
> Retribución
> Generación (MWh)
CNE / REE
> IPC
> Combustibles
>…
INE / RBSC / …
MW
>
>
>
>
Registro Mercantil
>
>
>
>
IDAE
> Parámetros por tecnologías
(ej. vida útil)
RBSC
DATOS DE ENTRADA
Año operación
Año
puesta
en marcha
OPEX
Año
de puesta
en marcha
MW
EUR/MWh
Cap
MAPA DE RETRIBUCIONES
HISTÓRICAS Año de operación
Año
puesta
en marcha
OPEX
Ej . ajuste de opex +y%
OPEX
Ej . ajuste de capex -x%
CAPEX
Ajustes escenarios
47/198
Disposiciones transitorias
(2818/1998 y 436/2004)
Escenarios evolución Pool y
Combustibles (RBSC)
Año operación
1990 2000 2010 2020
1980
1980
1990 2000 2010 2020
CAPEX
Datos intra/extrapolados
CAPEX
Datos originales
ALGORITMO
Figura 13 – Modelo RBSC: estimación de la retribución a futuro del régimen especial
TIR
OBJETIVO
TIR
TIR Obj.
Datos or iginales
Datos inter polados
Datos extr apolados
Datos objetivo
Cálculo de retribuciones:
Rinv (a la inversión)
Ro (a la operación)
Año
de puesta
en marcha
Año de operación
FLUJOS DE CAJA AJUSTADOS
A FUTURO PARA LLEGAR A
LA NUEVA TIR
Año
de puesta
en marcha
Año de operación
FLUJOS CAJA POR
TECNOLOGÍA Y SUBGRUPO
RESULTADOS
3.1
Principales inputs del modelo
3.1.1
Costes de inversión (CAPEX) y de operación (OPEX)
Para determinar los costes de inversión y operación históricos se han utilizado datos
de instalaciones reales (a través del Registro Mercantil, fuentes internas y del
mercado), así como el conocimiento RBSC en las distintas tecnologías para cada
variable por año de puesta en marcha. Cabe mencionar que todos los valores están
recogidos en moneda corriente.
Señalamos que, durante el proceso de recogida de la información a partir de las
cuentas de las sociedades, las partidas de CAPEX y OPEX no se encuentran
reflejadas de forma homogénea – desde un punto de vista contable – por lo que en
muchas ocasiones no es posible utilizar directamente dicha información.
En particular, en aquellas tecnologías incorporadas en procesos industriales (como en
el caso de las cogeneraciones), es necesario acceder a la contabilidad analítica y de
operación/producciones de la instalación. Parte de la información utilizada en este
informe viene de aproximaciones, teniendo en cuenta las anteriores limitaciones en la
obtención de información.
CAPEX
El coste de inversión queda reflejado en el activo material e inmaterial bruto (sin
depreciaciones) e incluye la maquinaria (ej. elemento generador central, como turbinas
o calderas), Balance of Plant (BoP), sistemas eléctricos y electrónicos, sistemas de
control, conexión a la red, tasas, gastos de gestión, estudios de ingeniería y
medioambiente, así como gastos de promoción.
La estructura del CAPEX puede variar debido a las características propias de cada
tecnología. RBSC ha caracterizado para cada tecnología el desglose típico de CAPEX,
indicando las principales variables que son críticas para entender la dispersión del
coste de inversión.
En aquellos años en los que no se disponía de datos se ha interpolado para
tecnologías cuya evolución no ha sido constante y se ha actualizado con el IPRI para
tecnologías más maduras o con evolución constante.
Para la estimación a futuro, se han tenido en cuenta posibles adelantos tecnológicos y
curvas de aprendizaje de las tecnologías, la escala de la industria con aumento de
competencia entre proveedores o consolidación y la escala de los equipos con posible
reducción del coste por unidad de potencia.
OPEX
El coste de operación está compuesto por las partidas de operación y mantenimiento,
pequeños correctivos, seguros, vigilancia, suministros (agua, electricidad), gastos de
administración y otros. Los combustibles (si aplican) también son considerados, pero a
efectos de este informe son analizados en un apartado específico.
Con el fin de hacer los costes de operación comparables, no se han tenido en cuenta
aquellos elementos que, dentro de una misma tecnología, generen dispersión en el
coste de operación tales como el impuesto de generación (introducido en 2013) y el
canon hidrológico (variable en función de la cuenca hidrográfica / concesiones). Dichas
partidas se han restado directamente de la línea de ingresos en lugar de sumarlas a
los costes de operación.
48/198
Para la estimación del coste de operación histórico de las diferentes tecnologías se ha
considerado la información de instalaciones reales (cuando estaba disponible). En la
mayoría de los casos, teniendo en cuenta que la mano de obra es típicamente el
componente con mayor peso, se han recogido datos de 2012 y se han deflactado con
IPC.
Dentro del OPEX que reflejamos en el apartado correspondiente a cada tecnología no
están incluidos los costes de representación ni los peajes de acceso. Dichos costes se
suman en el modelo como líneas de gasto individuales a partir del año de entrada en
vigor de cada uno (2009 y 2011, respectivamente).
El coste de operación se ha calculado por año de puesta en marcha a partir del primer
año de operación, es decir, durante el año de puesta en marcha el único coste es el de
inversión (año cero) y a partir del siguiente año se empiezan a considerar los costes
de operación.
3.1.2
Costes de combustibles o insumos
El coste del combustible es un elemento fundamental en aquellas tecnologías del
régimen especial de tipo "térmico" (cogeneración, biomasa, biogás, combustión de
residuos). De la misma forma, para la determinación del precio de mercado, es crítico
el establecimiento de un escenario de evolución de los precios de los combustibles
(gas natural, carbón, gasóleo, fuelóleo). Las hipótesis base consideradas fueron
anteriormente resumidas en el punto 2.2.2.
En el borrador del RD, los costes de combustibles tendrán un gran impacto en la
definición de la parte variable de retribución (Ro), definiendo la competitividad de esas
tecnologías térmicas, y su viabilidad económica. Se ha determinado la evolución de los
principales combustibles utilizados algunas de las tecnologías en estudio y se han
introducido en el modelo como coste separado.
3.1.3
Horas equivalentes
Hemos considerado en el modelo como horas equivalentes las horas de
funcionamiento reales publicadas por la CNE (base de datos de noviembre 2013),
(salvo algunas excepciones para las que hemos utilizado las horas equivalentes
proporcionadas por el IDAE, puesto que incorporan aclaraciones realizadas por la
propia CNE acerca de su Base de datos).
Para las horas de funcionamiento a futuro se ha considerado un valor medio, que varía
de acuerdo con el ciclo de régimen específico de funcionamiento de cada tecnología.
Por ejemplo, la generación hidroeléctrica tiene ciclos plurianuales (incluso a nivel de
década) dependientes de la hidraulicidad con caudales ecológicos regulados, mientras
que los factores de carga de cogeneración suelen estar correlacionados con la
evolución de la industria asociada y el respectivo ciclo económico de demanda.
49/198
3.1.4
Retribución
La retribución recibida por cada tecnología es el resultado de una senda regulatoria de
precios del mercado eléctrico más una prima o una tarifa fija, en función de otros
factores como energía generada, potencia instalada y del marco regulatorio al que
cada instalación estuviese acogida en cada momento.
Para el cálculo de los estándares, se ha seguido el criterio determinado por el IDAE de
retribución media anual, en determinados casos detallado por año de puesta en
marcha (ej. eólica y fotovoltaica).
Para la retribución a futuro se ha tenido en cuenta que cada tecnología de generación
del régimen especial ha recibido históricamente un precio de mercado de la
electricidad determinado. De esta forma, se ha corregido el escenario de precios de
mercado con un coeficiente de ajuste específico por tecnología.
Finalmente, también se ha adecuado la previsión de retribución a futuro (basada en el
precio de mercado específico) con los ajustes sobre las líneas de ingreso (ej. el
impuesto de generación introducido en 2013). Este procedimiento permite mantener
comparables las líneas de OPEX a lo largo de los años.
50/198
3.2
Algoritmo de cálculo: determinación de los flujos de caja y la TIR
El algoritmo de cálculo consiste fundamentalmente en:
1.
La determinación de sendas completas de CAPEX y OPEX extrapolando si fuese
necesario a partir de los datos existentes de mercado – nubes de puntos y rangos,
así como análisis estadísticos para entender la dispersión entre los valores
históricos observados en las variables principales:
•
Aplicando criterios de razonabilidad en la eliminación de proyectos atípicos con
casuísticas específicas, utilizando como criterio las estructuras de costes de
inversión (ej. coste del principal componente y EPC) y operación conocidas
(O&M, personal, …).
•
Realizando un análisis de sensibilidad sobre el impacto de distintos factores de
carga sobre esas instalaciones – para normalización de los datos si se
considera el valor ajustado de horas equivalentes derivado de CNE.
•
Realizando el análisis inicial por año de puesta en marcha, implicando en
general un valor de CAPEX específico por año y por rango de potencia. El
OPEX solo se diferencia si existen diferencias significativas por año de puesta
en marcha.
•
Considerando el CAPEX en el año cero, es decir, un año en el que no se
registran ni ingresos ni OPEX (hipótesis prudente, por incertidumbre en la
fecha de puesta en marcha, que en muchas renovables coincide con la
segunda mitad del año).
•
Considerando los años de vida regulatoria sugeridos en el borrador del nuevo
Real Decreto.
2.
La integración de sendas de remuneración y horas equivalentes reales a nivel
histórico y futuro. Para la retribución futura se consideran los precios de mercado
ajustados por tecnología.
3.
La introducción de escenarios de evolución de combustibles para las tecnologías
térmicas.
4.
La aplicación de ajustes derivados de disposiciones transitorias.
5.
El algoritmo incluye también un módulo que permite simular el impacto de la
variación del CAPEX u OPEX, lo cual permite evaluar el impacto de distintos
modelos de operación en el retorno de los proyectos.
El algoritmo estima la tasa de retorno de proyectos tipo de producción de electricidad
en régimen especial por año de puesta en marcha con las variables previamente
expuestas. Las tasas internas de retorno del proyecto son estimadas determinando los
flujos de caja libre históricos y futuros, de manera que se pueda establecer la
rentabilidad esperada por dichos proyectos en toda su vida útil, en función de los
escenarios de retribución futura definidos.
El algoritmo considera esos flujos hasta EBITDA (Beneficio bruto de explotación antes
de gastos financieros), excluyendo explícitamente cánones autonómicos y flujos de
financiación tal y como queda especificado en el borrador del Real Decreto.
La clasificación de instalaciones tipo propuesta sigue la estructura lógica del RD
661/2007, con el fin de mantener el hilo regulatorio. Hay casos en los que es posible
simplificar los subgrupos definidos sin introducir distorsiones o discrecionalidad
adicionales (ej. solar fotovoltaico, cogeneración).
51/198
3.3
Determinación del ajuste regulatorio resultante
Los proyectos tipo de producción de electricidad en régimen especial que hayan
alcanzado la tasa de retorno objetivo del Real Decreto (7,389% a efectos de este
informe) utilizando la previsión de remuneración a mercado son excluidos del cálculo
del ajuste regulatorio compensatorio, según la lógica de retribución del borrador del
Real Decreto.
Los proyectos cuya rentabilidad histórica acumulada suponga una rentabilidad
para el total de vida útil superior al 7,398% quedan excluidos de la retribución
compensatoria y pasarán a participar en el mercado como el resto de tecnologías
generadoras.
Para los restantes proyectos-tipo que no hayan llegado a ese nivel de retribución, se
han estimado los parámetros retributivos estipulados en el borrador del Real Decreto
(formulas en anexo), basados en los diferenciales de flujos de caja. Los parámetros
son:
•
Rinv
•
Ro
Y permiten ajustar la rentabilidad esperada por dichos proyectos a la objetivo en el RD
en toda su vida útil regulatoria, en función de los escenarios de retribución futura
definidos.
Por lo tanto, y bajo el nuevo ajuste regulatorio, proyectos con
•
CAPEX inferior al estipulado en el proyecto tipo y/o
•
OPEX inferior al estipulado en el proyecto tipo y/o
•
Horas equivalentes superiores a las estipuladas en el proyecto tipo y/o
•
Costes de combustibles (cuando apliquen) inferiores a las estipuladas en el
proyecto tipo
Van a alcanzar una rentabilidad de proyecto superior a la estipulada en el borrador del
Real Decreto (7,398%).
A su vez, los proyectos que tengan:
•
CAPEX superior al estipulado en el proyecto tipo y/o
•
OPEX superior al estipulado en el proyecto tipo y/o
•
Horas equivalentes inferiores a las estipuladas en el proyecto tipo y/o
•
Costes de combustibles (cuando apliquen) por encima de los estipulados en el
proyecto tipo
Podrían no alcanzar esta retribución (TIR 7,398%).
Nota importante: todas las retribuciones Rinv y Ro calculadas en este informe son
netas de impuestos en vigor hasta 2013
52/198
3.4
Liquidaciones específicas a 2013
En el caso específico de 2013, y teniendo en cuenta que "dicho marco retributivo será
de aplicación desde la entrada en vigor del RD 8/2013 de 12 de julio", será necesario
efectuar un conjunto de liquidaciones de ajuste entre las retribuciones recibidas hasta
dicha fecha (ver tabla con aproximación de la Prima Equivalente hasta finales de julio,
y del año 2012 como punto comparativo) y la mitad restante del año.
Figura 14 – Régimen Especial, 2012 y 2013 (enero-julio)
Tecnología
Precio medio
(EUR/MWh)
Generación
(GWh)
2013
(ene-jul)
2012
2012
Prima equivalente
(mill. EUR)
2013
(ene-jul)
2013
(ene-jul)
2012
85
84
48.308
32.448
2.053
1.591
Cogeneración
121
121
26.909
15.715
1.966
1.252
Solar
Fotovoltaica
369
433
8.158
5.034
2.615
1.965
Solar
Termoeléctrica
318
298
3.429
2.630
925
673
86
84
4.629
4.965
187
229
Biomasa y
Biogás
130
128
4.196
2.689
352
238
Tratamiento de
Residuos
152
156
4.501
2.621
469
300
Combustión de
Residuos
82
77
2.848
1.471
98
54
Eólica
Hidroeléctrica
Fuente: CNE
Teniendo en cuenta los distintos perfiles de horas entre tecnologías a lo largo del año,
hemos asumido algunas simplificaciones que ayudan a entender de forma directa el
impacto de la nueva regulación en el sistema:
•
Hemos asumido que las tecnologías reciben como retribución el precio medio
del mercado (ajustado a su perfil de tecnología) a partir de 1 de enero de 2013.
•
Las tecnologías sujetas a precios de combustible (o costes operacionales) por
encima de dicha retribución de pool recibirán una compensación Ro adicional
en 2013 por acudir al mercado para cubrir dicha diferencia de margen de
contribución.
53/198
Dicho ajuste implica necesariamente un nuevo cálculo de los valores de retribución en
este informe a partir de 2014, concretamente:
•
Una revisión (ligera) a la baja los Rinv de todas las tecnologías.
•
La atribución a las tecnologías que aplique (en principio a las que consumen
combustible) de una compensación operativa Ro para el segundo semestre.
54/198
4 Caracterización de estándares por tecnología
Este apartado describe 55 casos tipo (no incluyendo casos sin instalaciones o
instalaciones consideradas singulares), resultado de segmentar las ocho tecnologías
de generación de electricidad incluidas en el régimen especial (eólica, cogeneración,
solar fotovoltaica, solar termoeléctrica, hidroeléctrica, biomasa/biogás, combustión de
residuos y tratamiento de residuos) según criterios tecnológicos, económicos y
regulatorios.
Cada caso tipo ha sido caracterizado mediante las evoluciones históricas de sus
costes estándar de inversión (CAPEX), de operación (OPEX), y (cuando fuera
relevante) de inversión recurrente (COPEX). Asimismo, para cada caso tipo se ha
descrito una retribución estándar recibida históricamente, así como el desglose típico
de sus inversiones y costes.
Para caracterizar los estándares (resultados detallados recogidos en el apartado 4 de
este informe) se ha tenido en cuenta el contexto histórico de desarrollo tecnológico y
de mercado de cada tecnología, identificando y excluyendo del análisis aquellos casos
de instalaciones con costes de operación e inversión extremos.
Se han considerado, cuando ha sido necesario, los subgrupos definidos en la
propuesta de Real Decreto (julio de 2013) del Ministerio de Industria, Energía y
Turismo, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica a partir
de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos.
Para el cálculo de la remuneración histórica que cada instalación "estándar" ha
recibido desde su puesta en marcha, ha sido necesario un análisis detallado de la
información proporcionada por la CNE en su base de datos de liquidaciones reales de
producción de electricidad en régimen especial. Además, se ha contrastado la
información proveniente de dicha base de datos con los esquemas de retribución y
actualizaciones publicadas en el BOE para cada tecnología incluida en el régimen
especial.
Al final de este capítulo, se listan todas aquellas instalaciones consideradas como
"singulares" que no entran dentro de ninguno de los estándares definidos. Este
reducido número de instalaciones se ha categorizado como "instalaciones singulares"
y se ha concluido que debería tener su propio estándar o bien la posibilidad de
acogerse a uno ya definido.
A continuación, se caracterizan los históricos de costes e ingresos para cada
tecnología de generación, incluyendo el racional y desgloses considerados en cada
caso. Los estándares detallados se recogen en las tablas del apartado 4 de este
informe.
55/198
Figura 15 – Tecnologías de generación régimen especial, 20121)
56/198
4.1
Eólica
RBSC propone un caso tipo de instalaciones para la generación de electricidad a partir
de energía eólica de acuerdo con lo establecido para el subgrupo b.2.1 en el RD
661/2007, detallado por año de puesta en marcha:
•
EOL1: instalaciones ubicadas en tierra que utilicen únicamente energía eólica
como energía primaria
Desarrollada durante la década de los 90 en España, la energía eólica es ahora una
de las energías renovables más maduras con más de 22 GW (22.618 MW; 1.300
instalaciones) de potencia instalada a finales de 2012.
Figura 16 – Eólica en España, 1998-2012
MW instalados
886
Horas
equivalentes
Retribución
EUR/MWh
2.640
2.208
800
610
1.212
1.558
1.562
1.258
1.802
2.538
1.786
845
1.363 1.567
2.187
2.436 2.414 2.590 2.453
2.198 2.333 2.326 2.167 2.224 2.101 2.198 2.241 2.017 2.209
68,1
66,9
67,2
66,9
73,8
62,5
≤ 1998 1999
2000
2001
2002
2003
96,5
108,4
94,2
2004
2005
2006
80,5
2007
102,9
2008
81,8
78,0
87,4
84,8
2009
2010
2011
2012
22,6 GW
acumulados
2.153 horas
promedio
últimos 5
años
Nota: Horas y retribución a modo representativo. Para los cálculos se ha utilizado la información de cada caso tipo por año de puesta en marcha.
En los primeros años de desarrollo, los parques se situaron en zonas de elevado
recurso eólico que generalmente sobrepasaban las 3.000 horas anuales de
producción. Durante ese periodo, los aerogeneradores utilizados tenían una capacidad
inferior a 1 MW (típicamente 450 kW-800 kW) y una altura de buje reducida (hasta 50
metros).
Además, al tratarse de una industria en sus primeros años de desarrollo, el riesgo
tecnológico y los costes de promoción eran superiores a los actuales:
•
Por un proceso poco uniforme de aprobación (ej. estudios medioambientales) y
falta de experiencia en la construcción de parques eólicos (ej. en las
actividades críticas de medición de recurso y ubicación de aerogeneradores).
•
Por dificultad de acceso e inexistencia de infraestructura (civil, eléctrica y de
evacuación).
•
Por falta de escala en la negociación con proveedores, nivel tecnológico de los
aerogeneradores y demás equipos de BoP.
57/198
Entre 2004 y 2009 se instala más del 50% del parque eólico actual (c. 12 GW).
Durante estos años, se generaliza la instalación de aerogeneradores multi-MW como
consecuencia de avances tecnológicos y de la necesidad de aprovechar zonas con
menor recurso eólico. En la evolución del sector influyen factores:
•
Regulatorios: en 2007 se aprobó el RD 661/2007 que daría estabilidad al
sistema y en 2009, el RDL 6/2009 introdujo cupos eólicos vía el Registro de
Preasignación, así como plazos para la inscripción definitiva en el Registro
Administrativo de Instalaciones de Producción en Régimen Especial. Además,
en este periodo aumentaron las exigencias técnicas de conexión a la red como
la de soportar huecos de tensión.
•
De mercado: las leyes anteriormente mencionadas y la entrada de nuevos
actores en el sector (eléctricas) provocarían un desfase entre oferta y demanda
de equipos. Además, durante estos años aumenta la demanda de soluciones
"llave en mano".
•
Tecnológicos: empieza la comercialización de la nueva generación de
aerogeneradores multi-MW (2 MW, Figura 17) con mayor altura de buje y
superficie de barrido gracias a diámetros de rotor por encima de los 95 metros
(Figura 18). Se trata de equipos cuya mejora tecnológica permite aumentar el
rendimiento de los parques y mejor aprovechamiento del recurso eólico a la
vez que se adecúan a las crecientes exigencias técnicas.
Figura 17 – Eólica: capacidad unitaria por aerogenerador, 1997-2012 (MW)
2,2
2,0
1,8
1,6
1,4
1,2
1,0
0,8
0,6
0,4
0,2
0,0
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
Fuente: AEE; Roland Berger Strategy Consultants
58/198
Figura 18 – Eólica: evolución tecnológica hacia el mejor aprovechamiento del recurso
Curvas de potencia de turbinas de
distintas generaciones – ejemplo
Densidad de potencia de turbinas a
futuro (clase II)
MW
W/m2
2013
2014
2015
2,2
2,0
1,8
400
1,6
1,4
350
1,2
1,0
300
0,8
0,6
0,4
0,2
250
0,0
0
2
4
WTG <60
WTG <90
6
8
10 12 14 16 18 20 22 24 26
WTG =90
WTG > 110
200
2
m/s
3
2
3
2
3
Potencia nominal (MW)
WTG <100
En los últimos años se aprecia un menor crecimiento del sector como consecuencia de
la crisis económica (menor financiación), la sobrecapacidad de producción y una
mayor incertidumbre regulatoria que culminaría con la aprobación del RDL 1/2012 que
introducía una suspensión de los incentivos para aquellas instalaciones que no
estuvieran inscritas en el Registro de Preasignación.
La evolución anteriormente descrita ha influido en el coste de inversión de los parques,
como queda reflejado en la Figura 16. En dicha gráfica, establecemos nuestra
consideración de coste de inversión estándar (por año de puesta en marcha) además
de la tendencia que hemos observado en el mercado que incluye costes que hemos
dejado fuera del estándar (fees de adquisición y fondo de comercio, excluidos del
criterio definido por IDAE).
Figura 19 – Eólica: CAPEX, 1994-2012 (EUR m/MW)
1,680
1,7
1,610
1,580
1,6
1,550
1,470
1,5
1,500
1,370
1,4
1,3
1,2
1,1
1,0501,060
1,0
0,980
0,970
0,9
1,700
1,090
1,130
1,160
1,210
1,240
1,260
1,430
1,490
1,360
1,400
1,370
2011
2012
1,270
1,150
1,050
0,960
0,960
0,960
0,990
2000
2001
2002
2003
0,8
0,7
0,6
≤ 1998
1999
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
59/198
En ambas curvas se aprecian tres etapas distintas que coinciden con las de la
evolución del sector:
•
Hasta 2004: durante los primeros años de desarrollo, el coste de inversión se
mantuvo estable gracias a la utilización de turbinas de poca capacidad y
superficie de barrido y a la existencia de pocos requisitos de conexión a la red
(ej. huecos de tensión) facilitaban la construcción.
Sin embargo, la falta de experiencia en el sector supuso elevados costes de
desarrollo en algunos casos (ej. mediciones con unos tiempos y alturas
erróneos, falta de escala en la negociación con proveedores, inmadurez
tecnológica, localizaciones con acceso difícil).
•
2004-2009: este periodo corresponde al de mayor crecimiento del sector como
consecuencia del avance tecnológico y los cambios regulatorios que
favorecieron el aumento de la demanda.
La creciente demanda y la existencia limitada de capacidad de producción /
instalación supusieron el encarecimiento tanto de los equipos como de los
costes de promoción (algunos promotores tenían que realizar pagos por
adelantado, hasta 2 años, para asegurarse el suministro de turbinas).
Adicionalmente, el incremento del tamaño de las turbinas para aprovechar
zonas de menor recurso eólico (mayor altura de buje, palas de mayor
dimensión) implica un coste superior (10%-15%) frente a aquellas de menor
tamaño. Asimismo, la fabricación de estos aerogeneradores requiere mayor
utilización de materias primas que, a su vez, habían visto un incremento en su
coste como se puede apreciar en la siguiente gráfica.
Figura 20 – Eólica: evolución de las principales materias primas, 1990-2012 (USD/t)
Mineral de
hierro
Mineral de
magnesio
180
1.500
160
1.250
140
Bobina acero
Cobre
1.000
10.000
9.000
900
8.000
800
120
1.000
7.000
700
6.000
600
5.000
500
4.000
100
750
80
60
500
250
20
0
1990
3.000
400
40
0
1995
2000
Mineral de hierro
2005
2010
Mineral de magnesio
2015
2.000
300
1.000
200
1990
0
1995
2000
2005
Bobina de acero laminado
2010
2015
Cobre
Fuente: Banco Mundial; UN Comtrade; Roland Berger Strategy Consultants
60/198
•
2009-2012: en los últimos se ha producido una bajada del coste de inversión
hasta niveles de 2007 debido a la reducción de la demanda como
consecuencia de la incertidumbre regulatoria y la sobrecapacidad en el
mercado español. A pesar de que la falta de emplazamientos de alto recurso
eólico obliga al uso de máquinas más caras, el coste de estas últimas también
se ha ajustado en este periodo.
Además, la potencia instalada en este periodo, está afectada por la entrada en
vigor del RDL 6/2009, el cual estipula que es la inscripción en este registro y no
la inscripción definitiva en el Registro Administrativo de Instalaciones de
Producción en Régimen Especial (RAIPRE), como se establecía en el Real
Decreto 661/2007, la condición necesaria para el otorgamiento del derecho al
régimen económico establecido en el RD 661/2007.
Una vez obtenida la inscripción en este Registro, la inscripción definitiva en el
RAIPRE debería realizarse en un plazo de 36 meses sino el derecho
económico seria revocado. Este cambio de planificación generó una tensión en
los plazos de ejecución de varios proyectos y, por tanto, en dos de los
componentes críticos de los costes de inversión en este periodo:
-
Los precios de las máquinas, frecuentemente sujetos a acuerdos marco o
contratos de compra, son normalmente negociados con cierta
antecedencia a su instalación. El incremento de demanda asociado a un
anticipo de plazos de instalación produjo un aumento del precio de las
máquinas asociado a las varias renegociaciones de plazos de entrega.
-
Costes de desarrollo y promoción más elevados por acumulación en los
proyectos que fueran finalmente aprobados de varios costes comunes de
distintas fases (que fueran o no ejecutados).
En la siguiente tabla se puede ver el desglose de las partidas del coste de inversión
para distintos años. Cabe mencionar que el peso de cada una de esas partidas se ha
mantenido relativamente estable a lo largo de los años.
Figura 21 – Eólica: desglose de CAPEX, 2000, 2005 y 2010 (EUR m/MW)
2000 (15 MW)
2005 (25 MW)
2010 (50 MW)
Aerogenerador
0,710
73,2%
0,814
70,8%
1,043
70,0%
Obra Civil
0,053
5,5%
0,076
6,6%
0,125
8,4%
Obra Eléctrica
0,142
14,7%
0,179
15,6%
0,227
15,2%
Promoción y otros gastos
0,060
6,5%
0,081
7,0%
0,095
6,4%
TOTAL (per MW)
0,963
100%
1,150
100%
1,490
100%
Cabe mencionar que el precio por MW del aerogenerador siempre se mantuvo
bastante estable, pero incorporando significativas mejoras tecnológicas de rendimiento
(en coste de energía por MWh) y flexibilidad (ej. reactiva e interactividad con la red) de
generación a generación. Los ratios de inversión a partir de 2007 ya incluyen el coste
61/198
de adecuación de las máquinas a los requisitos de respuesta frente a huecos de
tensión.
La evolución del coste de operación ha sido más moderada. En la Figura 22 se puede
apreciar una subida más pronunciada en los años de mayor demanda. Sin embargo,
en los últimos dos años se ha producido un ajuste en los contratos y gastos relativos a
la operación y mantenimiento (los proveedores de estos servicios ofrecen los mismos
servicios a precios inferiores), debido a la incertidumbre regulatoria.
Figura 22 – Eólica: OPEX, ≤1998-2012 (kEUR/MW)
50
39,2
40
31,6 32,0
32,9
≤ 1998 1999
2000
34,2
35,2
36,4
42,4
42,5
43,1
2007
2008
2009
43,8
40,4
41,4
41,3
2011
2012
37,5
30
20
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2010
En el coste de operación de un parque, la partida más grande suele ser la de
operación y mantenimiento (cerca del 50%) pero también incluye administración,
supervisión, control técnico, gastos de operación en el mercado, seguros, tasas y otros
gastos.
Figura 23 – Eólica: desglose de OPEX, 2007 y 2012 (kEUR/MW; %)
2007
Operación y Mantenimiento 1)
2012
23,3
55%
26,0
63%
Gestión y administración
5,9
14%
4,5
11%
Arrendamientos
4,2
10%
2,9
7%
Seguros y tasas
7,6
18%
7,1
17%
Electricidad / autoconsumo
1,4
3%
0,8
2%
42,4
100%
41,3
100%
TOTAL
1) Operación y mantenimiento considerado como único término variable con valores de 10,21 EUR/MWh para 2007 y 11,8 EUR/MWh para 2012
62/198
Figura 24 – Eólica: OPEX por año de puesta en marcha, ≤1998-2013 (EUR/MWh)
EUR/MWh
27
26
25
24
23
22
21
20
19
18
17
16
15
≤ 1998 1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
Nota: Coste de mantenimiento (un 50% opex) incrementa 10% (año 10, 5%+ de 10%), en el año 15 un 15% sobre el año 14. Cálculo basado en horas CNE
Fuente: Entrevistas a fabricantes y proveedores O&M; Roland Berger Strategy Consultants
Figura 25 – Eólica: OPEX por año de puesta en marcha, 1998-2013 (EUR/MWh)
<---------- Año de Puesta en Marcha
Adicionalmente, el coste de operación de los parques empieza a crecer de forma
notable a partir de los 10-12 años de explotación, debido a correctivos de grandes
componentes con partes móviles y/o electrónicas (multiplicadoras, rotores,
generadores) como se puede observar en la siguiente gráfica.
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
Notas:
Año de explotación
1998
1999
15,60
15,80
15,60
16,20
16,10
16,90
16,70
17,30
17,20
18,00
17,80
18,50
18,30
19,10
18,90
19,80
19,60
20,30
20,10
22,10
20,80
22,90
22,70
22,70
22,50
23,30
23,00
24,00
23,70
26,70
24,60
2000
15,90
16,50
17,00
17,70
18,10
18,70
19,40
19,90
20,60
21,40
22,30
22,80
23,50
24,30
2001
16,40
16,80
17,50
18,00
18,50
19,20
19,70
20,40
21,20
21,00
22,60
23,30
24,10
2002
16,70
17,30
17,80
18,40
19,00
19,50
20,20
21,00
20,80
21,30
23,10
23,90
2003
17,20
17,60
18,20
18,80
19,40
20,10
20,80
20,60
21,10
21,70
23,60
2004
17,40
18,00
18,70
19,20
19,90
20,60
20,40
20,90
21,50
22,30
2005
17,80
18,50
19,00
19,70
20,40
20,20
20,70
21,30
22,10
2006
18,30
18,80
19,50
20,20
20,00
20,50
21,10
21,90
2007
18,60
19,30
20,00
19,80
20,30
20,90
21,60
2008
19,10
19,80
19,70
20,10
20,70
21,40
2009
19,60
19,50
20,00
20,60
21,30
2010
20,20
20,70
21,30
22,00
2011
20,50
21,10
21,80
2012
20,90
21,60
2013
21,40
No incluye peaje de acceso de EUR 0,5/MWh establecido por el RDL 14/2010, y aplicable desde
el 2011; Cálculo basado en horas CNE.
Es importante mencionar que a pesar de que la tecnología eólica presenta una
producción relativamente estable a lo largo de los últimos años (ver Figura 26), hay
variaciones en los factores de carga muy significativas a nivel de parques – más o
menos un 20% en relación a la media mensual – debido únicamente a la variabilidad
del recurso eólico local.
63/198
Figura 26 – Producción eólica por opción de venta, 1998-2012 (GWh)
48,3
43,1
41,9
2010
2011
38,3
32,1
27,6
21,2
23,2
16,1
9,6
1,4
1998
2,7
1999
4,7
2000
Mercado de Ofertas
12,1
6,9
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2012
Venta a Tarifa Regulada
Para el cálculo del estándar tanto las horas equivalentes de funcionamiento (Figura
27) como la retribución percibida (Figura 28) se han especificado por año de puesta en
marcha.
64/198
65/198
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
0 3.163 3.163 3.163 3.163 3.164 2.909 3.178 3.009 2.648 3.114 3.155 2.876 3.160 2.807 3.217 3.107 3.074 3.135 1.939
0
0 3.392 3.392 3.392 2.938 3.017 2.847 2.629 2.997 2.920 3.365 3.025 3.118 2.888 2.819 2.913 2.990 2.708 2.166
0
0
0 2.055 2.055 2.574 2.221 2.568 2.632 2.356 2.317 2.373 2.230 2.274 2.434 2.342 2.337 2.279 2.264 1.485
0
0
0
0 1.843 2.176 2.034 2.153 2.032 1.879 2.006 2.144 1.907 1.976 1.858 2.288 2.471 2.214 2.191 1.569
0
0
0
0
0 2.523 2.519 2.873 2.677 2.324 2.618 2.760 2.490 2.696 2.527 2.846 2.529 2.328 2.510 1.669
0
0
0
0
0
0 2.458 2.665 2.651 2.403 2.571 2.717 2.493 2.635 2.351 2.455 2.668 2.426 2.578 1.730
0
0
0
0
0
0
0 2.593 2.595 2.358 2.386 2.302 2.233 2.306 2.249 2.179 2.334 2.106 2.279 1.641
0
0
0
0
0
0
0
0 2.319 2.247 2.415 2.537 2.268 2.355 2.271 2.319 2.370 2.142 2.318 1.628
0
0
0
0
0
0
0
0
0 2.047 2.228 2.315 2.120 2.253 2.113 2.232 2.243 2.009 2.208 1.521
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0 2.242 2.345 2.155 2.233 2.149 2.184 2.298 2.024 2.225 1.556
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0 2.045 2.079 2.109 2.114 2.142 2.178 1.948 2.127 1.537
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0 2.097 2.172 2.138 2.238 2.300 2.078 2.289 1.598
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0 2.086 2.196 2.285 2.299 2.037 2.265 1.610
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0 1.828 2.139 2.200 1.982 2.121 1.596
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0 1.927 2.193 2.031 2.098 1.592
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0 2.015 1.883 2.102 1.516
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0 1.933 2.225 1.603
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0 2.373 1.661
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0 1.487
Año PM
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
Figura 27 – Eólica: Horas de funcionamiento por año de puesta en marcha, 1995-2013
66/198
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
67
67
67
67
67
68
68
67
77
64
98
100
93
78
101
77
72
85
82
79
69
69
69
69
67
69
69
76
65
97
107
97
80
103
77
72
85
81
78
68
68
68
67
67
67
76
64
97
119
113
90
113
77
71
78
80
78
68
68
67
67
67
75
63
97
109
94
79
102
77
73
87
83
80
68
67
68
67
75
63
97
107
95
80
101
78
76
89
85
83
66
67
66
75
62
97
109
97
81
102
78
77
89
86
84
67
66
74
62
97
114
97
81
103
79
77
90
87
83
68
74
62
96
108
93
79
102
78
77
90
87
84
70
62
96
110
93
79
102
80
78
91
87
85
63
96
108
93
79
103
80
78
91
87
85
96
109
92
80
104
81
78
91
87
85
102
94
79
103
81
78
91
87
84
99
82
105
82
79
91
88
84
92
110
82
78
91
87
84
120
89
78
77
79
80
93
81
79
80
80
76
79
80
80
75
79
81
86
80
85
Año PM
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
Figura 28 – Eólica: Retribución por año de puesta en marcha, 1994-2013 (EUR/MWh)
4.2
Cogeneración
RBSC propone 36 casos tipo de instalaciones que utilicen la tecnología de la
cogeneración para la generación de electricidad. Cada caso tipo se ha caracterizado
en función del combustible y la potencia de la instalación (Figura 29 y Figura 30).
Para las instalaciones que utilicen como combustible el gas natural se han definido 12
casos tipo, siempre que este suponga al menos el 95% de la energía primaria
utilizada, partiendo por la potencia de la instalación y el tipo de equipo generador:
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
COG1: Inst. motor hasta 500 kW
COG2: Inst. motor entre 500 kW y 1 MW
COG3: Inst. motor entre 1 y 10 MW
COG7: Inst. turbina hasta 500 kW
COG8: Inst. turbina entre 500 kW y 1 MW
COG9: Inst. turbina entre 1 y 10 MW
(sin instalaciones)
(singular)
Se han definido 12 casos tipo para las instalaciones que utilicen como combustible
principal gasóleo y fuelóleo, siempre que este suponga al menos el 95% de la
energía primaria utilizada, partiendo por la potencia de la instalación.
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
COG13: Inst. gasóleo hasta 500 kW
COG14: Inst. gasóleo entre 500 kW y 1 MW
COG15: Inst. gasóleo entre 1 y 10 MW
COG19: Inst. fuelóleo hasta 500 kW
COG20: Inst. fuelóleo entre 500 kW y 1 MW
COG21: Inst. fuelóleo entre 1 y 10 MW
(singular)
(singular)
(sin instalaciones)
(sin instalaciones)
(singular)
(sin instalaciones)
Se han definido 12 casos tipo para las instalaciones que utilicen como combustible
principal el carbón, el gas de refinería o energías residuales, siempre que este
suponga al menos el 95% de la energía primaria utilizada, partiendo por la potencia de
la instalación.
•
•
•
•
•
•
COG25: Inst. carbón hasta 10 MW
COG26: Inst. carbón entre 10 y 25 MW
COG29: Inst. gas refinería hasta 10 MW
COG30: Inst. gas refinería entre 10 y 25 MW
(sin instalaciones)
(sin instalaciones)
(sin instalaciones)
(sin instalaciones)
(sin instalaciones)
67/198
•
•
•
•
•
•
(sin instalaciones)
COG33: Inst. energías residuales hasta 10 MW
COG34: Inst. energías residuales entre 10 y 25 MW
COG35: Inst. energías residuales 25 - 50 MW
(sin instalaciones)
COG36: Inst. energías residuales 50 - 100 MW
(sin instalaciones)
Figura 29 – Cogeneración: casos tipo propuestos
Potencia
Combustible
P ≤ 0,5
0,5 < P ≤ 1
1 < P ≤ 10
10 < P ≤ 25
25 < P ≤ 50
50 < P ≤ 100 MW
Gas natural – Turbina COG1
COG2
COG3
COG4
COG5
COG6
Gas natural – Motor
COG7
COG8
COG9
COG10
COG11
COG12
Gasóleo
COG13
COG14
COG15
COG16
COG17
COG18
Fuelóleo
COG19
COG20
COG21
COG22
COG23
COG24
Carbón
COG25
COG26
COG27
COG28
Gas de refinería
COG29
COG30
COG31
COG32
Energías residuales
COG33
COG34
COG35
COG36
Figura 30 – Cogeneración: instalaciones y MW por casos tipo, noviembre 2013
Potencia
Combustible
Gas natural – Turbina
P ≤ 0,5
0,5 < P ≤ 1
-
-
1 < P ≤ 10
1 MW
(1)
502 MW (112)
Gas natural – Motor
3 MW (56)
Gasóleo
0 MW
(2)
25 MW (31)
116 MW (42)
Fuelóleo
0 MW
(2)
9 MW (11)
194 MW (43)
184 MW (233) 1.463 MW (328)
10 < P ≤ 25
25 < P ≤ 50
50 < P ≤ 100
590 MW (34) 1.026 MW (26)
446 MW
(6)
236 MW
(6)
-
-
(1)
-
-
-
-
380 MW (20)
65 MW
(2)
-
-
601 MW (35)
24 MW
Carbón
-
-
-
-
44 MW
(1)
-
-
Gas de refinería
-
-
-
-
-
-
84 MW
(1)
45 MW (12)
23 MW
(2)
-
-
-
-
Energías residuales
Nota: MW (# instalaciones)
La cogeneración en España cuenta con un elevado número de instalaciones,
generalmente asociadas a los procesos productivos de empresas industriales para
cubrir las necesidades de los procesos de calor útil y/o frío. En la actualidad, las
industrias que mayor porcentaje de cogeneración instalada presentan son la industria
química, la papelera y la alimentaria.
68/198
En este apartado incluimos consideraciones que son aplicables a instalaciones de
tratamiento y combustión de residuos con cogeneración asociada (tratamiento de
purines, tratamiento de residuos del olivar, RSU, …) y a las instalaciones de
recuperación de calor residual.
Las plantas de cogeneración incluidas en la Disposición Adicional 6ª del RD 661/2007
se pueden acoger al caso tipo COG12 (gas natural, turbina, 50-100MW). El precio de
venta de electricidad al sistema de las instalaciones acogidas a la Disposición
Adicional 6ª ha sido diferente que el del resto de la cogeneración. Sin embargo, no hay
instalaciones acogidas a la Disposición Adicional 6ª y del subgrupo a.1.1 de 50-100
MW con el mismo año de puesta en marcha. Por ello, y puesto que hemos calculado la
retribución por año de puesta en marcha, la retribución del caso tipo COG12 lleva
implícita el reconocimiento de esa diferencia de retribución.
Figura 31 – Cogeneración en España, 1998-2012
MW instalados
2.041
514
Horas
equivalentes
Retribución
EUR/MWh
4.241 4.220
573
555
399
109
85
138
183
96
229
228
391
393
141
3.799
4.188 4.490
3.804 4.048
3.266 3.364 3.388 3.394 3.326 2.877 2.944 3.540
92,9
90,3
91,4
95,8
95,7
83,0
82,6
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
101,8
95,2
100,3 107,8
89,7
94,8
107,5 121,0
2005
2006
2007
2009
2010
2011
2008
6,0 GW
acumulados
4.014 horas
promedio
últimos 5
años
2012
Nota: Horas y retribución a modo representativo. Para los cálculos se ha utilizado la información de cada caso tipo por año de puesta en marcha. MW instalados ajustados con IDAE.
Hasta 2007, existía una obligación de autoconsumo (30% para plantas con capacidad
instalada inferior a 25 MW y 50% para plantas con capacidad instalada superior o igual
a 25 MW) que no se refleja en la gráfica anterior. Dicha gráfica representa las horas
netas de venta de electricidad vertida a la red y sirve de aproximación.
69/198
Figura 32 – Cogeneración: distribución de la potencia instalada del parque
Distribución aprox. de la potencia instalada por
sectores, 2011
100%
Nº instalaciones aprox. de la potencia instalada por
rango de potencias, combustible y tecnologías, 2009
247
(59%)
32
(8%)
1%
26%
Varios
Fab. otros productos
82 19 36
(20%) (5%) (9%)
5%
17%
8%
21%
32%
Servicios, etc.
8%
10%
Química
16%
Agrícolas,
alimentación, etc.
20%
28%
Papel y cartón
20%
19%
Tipo de industria (parque total)
CCTG
53%
47%
37%
83%
63%
42%
25-50
MCI
10-25
1-10
44%
Turbina
MCI
(gas) Turbina
(vapor)
Fuente: IDAE; Entrevistas industria; Roland Berger Strategy Consultants
Las plantas de cogeneración siguen una lógica de ahorro de energía primaria. Su
rentabilidad económica depende del incremento de eficiencia que se obtiene de la
combinación de la generación eléctrica con el aprovechamiento, en el proceso
industrial asociado, del calor útil / frío generado.
La inclusión de estas instalaciones en procesos industriales para el aprovechamiento
energético, implica dos factores de añadida complejidad tanto en el análisis de las
inversiones como en el de los costes:
•
La inexistencia de una clara separación en inversiones, costes y la lógica de
funcionamiento entre lo que es generación de electricidad y calor útil en el
proceso productivo de la industria asociada.
•
La cuantificación de los costes ahorrados por la obligación regulatoria de
autoconsumo requerida hasta 2007 para estas instalaciones.
De particular interés para esa modelización fue la creciente implementación de
entidades especializadas en la construcción y gestión de cogeneraciones – Energy
Service Companies (ESCOs) o Empresas de Servicios Energéticos (ESEs), lo que
contribuyó a una mayor industrialización y profesionalización del sector. Estas
compañías operan bajo varios modelos de negocio:
•
•
Instalación y operación, en la que las ESCOs o ESEs invierten y operan una
instalación de cogeneración bajo un contrato a largo plazo con la industria
asociada:
o
La industria/proceso adjunto a la instalación de cogeneración obtiene
una parte sustancial del ahorro de energía primaria
o
Las ESCOs o ESEs obtienen un beneficio por la explotación y
operación de la instalación con una mayor eficiencia debido a su
conocimiento específico.
Sólo operación, en la que las ESCOs o ESEs operan una instalación bajo un
contrato a largo plazo de prestación de servicios
70/198
•
Otros modelos mixtos, con otras inversiones en activos y servicios.
Entendemos que las plantas gestionadas por ESCOs o ESEs son de las más
eficientes del mercado junto con las instalaciones de grandes operadores industriales
y tienen niveles más bajos de CAPEX (debido a economías de escala y experiencia de
compra previa) y de OPEX.
La aplicación del nuevo encuadramiento regulatorio subraya la especificidad de la
cogeneración en sus distintos modelos operativos y de negocio:
•
Los regímenes de funcionamiento son específicos por industria, donde el
funcionamiento de la instalación de cogeneración viene determinada por la
demanda térmica de la planta industrial asociada – de 3.000 horas en clientes
estacionales o a un solo turno (ej. industria alimenticia), hasta más de 8.000
horas ("must-run" / operación permanente) en industrias de procesos (ej.
industria papelera o refino).
•
La viabilidad económica de la operación es sensible al coste del combustible
relevante para el subgrupo normativo en cuestión y depende de los niveles de
Ro (Retribución a la operación) propuestos. La posible volatilidad de los precios
de los combustibles y del CO2 puede crear un desajuste de tesorería al
cogenerador arriesgando la viabilidad de la operación de la planta.
El RD 661/2007 enderezaba esta cuestión estableciendo
trimestrales de este parámetro con una fórmula de indexación.
•
revisiones
Adicionalmente, se ha analizado la existencia de economías de escala (para
las plantas de entre 50 MW y 100 MW) y se ha concluido que son mínimas o
inexistentes, tanto a nivel de gastos de personal como de inversiones en
equipos.
Hasta enero de 2012 estuvo en vigor el Plan Renove de cogeneración y se estima que
cerca de 500 MW se acogieron a este plan y realizaron algún tipo de renovación en
sus instalaciones (ej. sustitución de los equipos principales con el fin de aumentar la
eficiencia). Tras este tipo de renovación, existía la posibilidad de cambiar la fecha de
puesta en marcha por lo que a la hora de estimar la retribución, habría que tener en
cuenta dichas alteraciones sustanciales. En definitiva, a las instalaciones que han
renovado sus equipos hasta el día de hoy se les ha reconocido una nueva fecha de
puesta en marcha, con las correspondientes implicaciones normativas vigentes.
A efectos de este informe, no consideramos un estándar para las instalaciones que,
como consecuencia de la realización de modificaciones sustanciales, tengan una
nueva fecha de puesta en marcha. Dichas instalaciones se consideran incluidas dentro
del estándar que corresponda a su tipología y para el año de la nueva fecha de puesta
en marcha.
De igual forma, otros mercados de cogeneración europeos han optado por
regulaciones que promueven incentivos directamente relacionados con la eficiencia
(ahorro energético por cogeneración), que pasan en varios casos por descuentos en la
conexión a la red, autoconsumo, o tasas al sistema (ej. "céntimo verde"). A este tipo
de incentivos, normalmente se suman exenciones fiscales en la inversión, o incluso
subsidios directos (por ejemplo, los dirigidos a incentivar la micro cogeneración).
71/198
En cuanto a micro cogeneración, es importante resaltar su especificidad ya que
carece de economías de escala lo que da lugar a ratios de inversión y de operación
más elevados.
En las instalaciones de cogeneración con gas natural (a.1.1) por debajo de 0,5 MW:
•
A medida que la potencia aumenta crece el rendimiento eléctrico y decrece el
térmico, con autoconsumo del 4% al 8%.
•
Las plantas por debajo de los 50 kWe tienen CAPEX incluso mayores, sobre
todo por debajo de 20 kWe, pero en este ámbito hay otros factores
condicionantes para la inversión además de la mera rentabilidad (normativa de
ordenación de edificación).
•
El precio específico de los módulos compactos y motogeneradores decrece
significativamente con la potencia pero surgen otros costes que hacen repuntar
la inversión (conexión a red, integración en el proceso industrial o en el edificio,
auxiliares, equipos de producción de frío, …).
•
Los costes fijos (aprox. 100 mil euros por MW) son más difíciles de evaluar
porque estas plantas requieren personal pero, generalmente, no lo imputan a
tiempo completo.
•
El gas natural suele ser más caro para estas instalaciones – por ejemplo, a las
plantas en edificios se les aplica el impuesto sobre gas completo, no reducido,
porque se considera un "uso profesional del gas".
En las instalaciones de cogeneración con gas natural (a.1.1) entre 0,5 y 1 MW:
•
En este rango, el rendimiento eléctrico medio sube al menos un 2% y el térmico
baja al menos un 4%.
•
En la inversión, el coste del equipo principal baja en relación a equipos más
pequeños pero la integración se hace por lo general más compleja y costosa.
Para estos dos rangos de potencia, al igual que en otros mercados europeos (ej.
Alemania), podría resultar beneficioso considerar una apertura por rango de potencia
para su mejor desarrollo. El diferente carácter del usuario final explica también la
importancia de simplificar requerimientos y trámites administrativos para incentivar
esta modalidad de eficiencia energética.
La figura de ESCOs o ESEs está en desarrollo en el sector de micro cogeneración,
donde se espera que alcance o supere en importancia al sector de cogeneración de
mayor escala, dado que los usuarios o consumidores finales del calor suelen ser
menos técnicos (ej. edificios del sector terciario y residencial).
72/198
Descuentos al precio de la energía térmica
La elección de la cogeneración tiene sentido para la industria asociada debido a la
reducción del coste de energía primaria que supone. La eficiencia energética que
aporta la tecnología de cogeneración frente a un sistema de generación de energía
térmica convencional (calderas) debe traducirse en eficiencia económica adicional
(preconizado por las distintas directivas europeas publicadas hasta la fecha).
En la atribución de la gestión de la cogeneración a una tercera parte (ESCOs o ESEs)
es común la introducción en los contratos (a largo plazo) de descuentos al precio de la
energía térmica entregada al usuario asociado. El gestor energético tiene normalmente
que ofrecer descuentos en el calor (típicamente del 15% al 25%) para que el proyecto
sea atractivo para el cliente, y actuar en la optimización de la eficiencia energética en
el edificio / industria en cuestión a lo largo de la vida útil de la planta de cogeneración.
Por lo tanto, este ahorro de costes energéticos debe justificar tanto la inversión que se
debe realizar como los contratos de suministro a largo plazo que hay que asumir.
Para las ESCOs o ESEs, es una práctica común la introducción de dicho descuento en
la cuantificación y valoración del calor útil generado (e incluso sobre el componente
eléctrico) cedido al proceso/sistema adjunto a la cogeneradora. Algunos ejemplos
internacionales son:
•
Países Bajos: ECN, informe "WKK 2008 – Onrendabele top berekeningen voor
bestaande" (mayo 2008) – un 15% de descuento
•
Reino Unido: AEA, informe "Renewable CHP Heat Cost Curves for RHI Setting
– report for the DECC" (septiembre 2012) – un 20% de descuento
RBSC, con el fin de obtener resultados contrastables con los calculados por el IDAE,
realizó los cálculos de retribución sin aplicar descuentos al calor útil generado.
73/198
Notas en relación a los cálculos de los parámetros retributivos de Cogeneración:
En la estimación de los ingresos recibidos históricamente por las instalaciones de
cogeneración, se han tenido en cuenta tres conceptos complementarios:
•
En primer lugar, los ingresos por la venta de electricidad vertida al sistema.
•
En segundo lugar, los ingresos por la venta de electricidad al sistema/proceso
adjunto a la cogeneradora (frecuentemente un proceso industrial), valorada al
precio de la electricidad que tendría un consumidor industrial.
•
Finalmente, se han tenido en cuenta los ingresos por venta de calor al
proceso/sistema adjunto con el fin de obtener resultados contrastables con los
calculados por el IDAE.
En lo que se refiere a los costes de inversión:
•
Hay que mencionar la existencia histórica de incentivos a la inversión, de
particular importancia en la micro cogeneración, en la que hemos considerado
ajustes del 20% en el CAPEX.
En la estimación de los costes operacionales incurridos históricamente, deflactados
con el IPC desde 2013, por las instalaciones de cogeneración (OPEX en miles de
euros por MW), hemos optado por su variabilización de acuerdo las siguientes
formulas por categoría (P > 1 MW):
•
a.1.1:
35 + 0,015 x horas equivalentes
•
a.1.2:
53,2 + 0,0228 x horas equivalentes
Para el cálculo de la retribución, RBSC utilizó la información de horas equivalentes y
rendimientos eléctricos y térmicos obtenida en reuniones de trabajo mantenidas con el
IDAE, por no haber tenido acceso a la base de datos oficial de certificados energéticos
de instalaciones de cogeneración:
•
Cuando se analiza la contribución de cogeneración en el sistema eléctrico, se
nota un cambio estructural en las horas vertidas que coincide con la aparición
del RDL 7/2006, y el RD 661/2007, que permitían la exportación total de la
electricidad producida a la red. La cogeneración, que hasta 2006 autoconsumía
un 43% (vertiendo el 57%) pasó progresivamente en poco tiempo a
autoconsumir el 16% (vertiendo el 84%).
•
Por lo tanto, las horas en las estadísticas de la CNE sólo presentan parte de la
actividad del sector (la energía vertida), por lo que se asume una actividad
constante para la totalidad de la energía producida (estando la diferencia en el
autoconsumo). Hemos considerado que las instalaciones de cogeneración han
tenido históricamente horas de funcionamiento estables, para poder reconstruir
la rentabilidad de sus proyectos.
Los parámetros restantes fueron estimados de acuerdo a hipótesis de mercado (tarifa
de electricidad para consumidores industriales y coste del gas natural), teniendo en
cuenta diferentes sendas en el precio del combustible en función del volumen
consumido.
Finalmente, presentamos una comparativa entre los principales parámetros de horas
(Figura 33) y rendimientos (
74/198
Figura 34) obtenidos en reuniones de trabajo conjuntas con el IDAE y los calculados
por RBSC a partir de fuentes propias y de mercado.
En función de cada tecnología, RBSC propuso un conjunto de horas totales de
operación de las instalaciones ajustadas a los datos de exportación de energía
eléctrica que recogen las estadísticas de la CNE, y ajustados por información de
mercado y los boletines estadísticos. Por ejemplo, para las instalaciones de Gas
Natural:
•
En el rango de 1 MW < P ≤ 10 MW, se han disminuido las horas de operación
respecto del año 2013 para adecuarse a su realidad.
•
En el rango de 10 MW < P ≤ 25 MW, se ha considerado que las horas de
operación del año 2013 son representativas de la situación del sector.
•
En los rangos de P ≤ 25 MW, se han incrementado las horas de operación
respecto del año 2013 para adecuarse a su realidad.
Figura 33 – Cogeneración: comparativa de horas
Información
obtenida en
reuniones de
trabajo conjuntas
GN – Turbinas
GN – Motores
Gasóleo
RBSC
0 MW – 0.5 MW
4.900
3.200 – 5.800
0.5 MW – 1 MW
5.390
3.400 – 5.800
1 MW – 10 MW
6.125
3.500 – 6.300
10 MW – 25 MW
6.223
5.000 – 6.300
25 MW – 50 MW
7.007
6.300 – 7.800
0 MW – 0.5 MW
4.032
2.400 – 3.200
0.5 MW – 1 MW
4.320
2.400 – 3.400
1 MW – 10 MW
5.280
3.500 – 4.700
10 MW – 25 MW
5.760
4.700 – 5.000
25 MW – 50 MW
6.240
4.700 – 6.600
0.5 MW – 1 MW
4.320
4.100 – 6.500
1 MW – 10 MW
5.280
3.100 – 5.100
1 MW – 10 MW
5.280
2.900 – 6.800
10 MW – 25 MW
5.760
5.300 – 6.800
Fuelóleo
1)
1) Incluye instalaciones de > 50 MW
75/198
Figura 34 – Cogeneración: comparativa de rendimientos
Rendimiento Re
Rendimiento Rt
REE
Reuniones RBSC
Reuniones RBSC
Reuniones RBSC
GN – Turbinas
0 MW – 0.5 MW
25% – 27%
23% – 30%
48% – 52%
43% – 54%
54% – 64%
53% – 66%
0.5 MW – 1 MW
26% – 29%
23% – 31%
45% – 49%
44% – 49%
52% – 64%
53% – 59%
1 MW – 10 MW
29% – 31%
27% – 29%
47% – 53%
47% – 55%
61% – 75%
60% – 73%
10 MW – 25 MW
32% – 35%
27% – 32%
43% – 48%
44% – 55%
61% – 75%
59% – 76%
25 MW – 50 MW
37% – 40%
28% – 37%
36% – 40%
33% – 47%
62% – 72%
59% – 69%
0 MW – 0.5 MW
33% – 34%
30% – 33%
41% – 45%
33% – 46%
61% – 68%
50% – 64%
0.5 MW – 1 MW
36% – 37%
33% – 37%
36% – 40%
33% – 44%
60% – 67%
55% – 68%
1 MW – 10 MW
38% – 39%
36% – 40%
34% – 38%
31% – 40%
61% – 68%
58% – 68%
10 MW – 25 MW
39% – 40%
37% – 42%
34% – 37%
32% – 40%
63% – 68%
61% – 71%
25 MW – 50 MW
39% – 40%
34% – 37%
34% – 37%
35% – 38%
63% – 68%
58% – 61%
0.5 MW – 1 MW
37% – 38%
33% – 40%
30% – 33%
30% – 35%
56% – 60%
55% – 60%
1 MW – 10 MW
39% – 40%
35% – 39%
28% – 32%
28% – 35%
57% – 62%
56% – 61%
1 MW – 10 MW
41% – 42%
39% – 42%
26% – 29%
20% – 28%
58% – 62%
56% – 58%
10 MW – 25 MW
41% – 42%
39% – 42%
26% – 29%
20% – 28%
58% – 62%
56% – 58%
GN – Motores
Gasóleo
Fuelóleo
Nota: información obtenida en reuniones de trabajo conjuntas – rendimientos del primer año de arranque. REE calculados a partir del Re y Rt.
76/198
Figura 35 – Cogeneración: parámetros del subgrupo a.1.1
RANGOS DE
POTENCIA
CARACTERÍSTICAS Y
RENDIMIENTOS
CAPEX
(EUR M/MW)
OPEX
COSTE DE
COMBUSTIBLE1)
(EUR/MWh)
< 0,5 MW
•
•
•
•
Re 33% – 34%; Rt 41% – 45%
REE 61% – 68%
SSAA: ≈ 4,0 – 8,0%
Aprox. 4.000 hrs
• ≈ 2,0 – 3,0
(significativamente
más elevados para
micro < 50 kW)
• ≈ EUR 35 / MWh
(≈ EUR 100 k/MW)
• COPEX EUR 90-150 k/MW
• Total ≈ EUR 160 GN
(inc. ATR y CO2)
0,5 - 1 MW
•
•
•
•
Re 36% – 37%; Rt 36% – 40%
REE 60% – 67%
SSAA: ≈ 4,0 – 8,0%
Aprox. 4.300 hrs
• ≈ 1,9 – 2,1
• ≈ EUR 35 / MWh
(≈ EUR 100-115 k/MW)
• COPEX EUR 90-150 k/MW
• Total ≈ EUR 150 GN
(inc. ATR y CO2)
1 - 10 MW
•
•
•
•
Re 38% – 39%; Rt 34% – 38%
REE 61% – 68%
SSAA: ≈ 4%
Aprox. 5.300 hrs
• ≈ 1,0 – 1,2
• OPEX + COPEX de 95 k/MW
para funcionamientos en torno
a 4.000 horas
• ≈ EUR 104 GN (inc. ATR) +
EUR 3 CO2
• Total ≈ EUR 107
10 - 25 MW
•
•
•
•
Re 32% – 35%; Rt 43% – 48%
REE 61% – 75%
SSAA: ≈ 3,8%
Aprox. 6.200 hrs
• ≈ 1,1 – 1,3
a 5.000 horas
EUR 3 CO2
25 - 50 MW
•
•
•
•
Re 37% – 40%; Rt 36% – 40%
REE 62% – 72%
SSAA: ≈ 2,9%
Aprox. 7.000 hrs
• ≈ 1,1 – 1,3
a 7.000 horas
EUR 3 CO2
Nota: % más alto en el rango 1-10 MW en Discriminación Horaria (DH). % mix de motores / turbinas de acuerdo con muestra.
Por encima de 50 MW son típicamente agrupaciones de motores y turbinas más pequeños.
1) siempre que suponga al menos el 95% de la energía primaria utilizada
Figura 36 – Cogeneración: parámetros del subgrupo a.1.2 – combustibles líquidos
RANGOS DE
POTENCIA
< 1 MW
CARACTERÍSTICAS Y
RENDIMIENTOS
CAPEX
(EUR M/MW)
OPEX
COSTE DE
COMBUSTIBLE1) CON
TRANSPORTE
(EUR/MWh)
• Hemos considerado como hipótesis de
partida los datos del subgrupo a.1.1
1 - 10 MW
•
•
•
•
Re 39% – 42%; Rt 26% – 32%
REE 55% – 65%
SSAA: ≈ 6,0%
Aprox. 5.300 hrs
• ≈ 1,0 – 1,2
• OPEX + COPEX de 110 k/MW • ≈ EUR 125/MWh
para funcionamientos en torno a
2.500 horas
10 - 25 MW
•
•
•
•
Re 41% – 42%; Rt 26% – 29%
REE 58% – 62%
SSAA: ≈ 6,0%
Aprox. 5.800 hrs
• ≈ 0.9 – 1,1
• OPEX + COPEX de 156 k/MW • ≈ EUR 125/MWh
para funcionamientos en torno a
4.500 horas
25 - 50 MW
•
•
•
•
Re 36% – 42%; Rt 29% – 31%
REE 56% – 64%
SSAA: ≈ 6%
Aprox. 5.000 hrs
• ≈ 1.3 – 1,5
• Costes fijos EUR 130 k/MW
• COPEX anual EUR 11 k
• ≈ EUR 125/MWh
Nota: Casi todas en Discriminación Horaria (DH)
1) siempre que suponga al menos el 95% de la energía primaria utilizada
77/198
Limitaciones especificas al proceso de estimación de los parámetros
retributivos de Cogeneración
Para la estimación de los principales parámetros de cada apartado tecnológico (horas
equivalentes de funcionamiento, su repartición en autoconsumo y vertidas a la red y su
valorización, rendimientos eléctricos / térmicos y REE, y costes de inversión y
operativos) RBSC utilizó fuentes externas (estadísticas públicas de CNE), información
proporcionada por el IDAE (ej. boletines estadísticos), y fuentes del sector.
Estando la cogeneración, en general, incorporada en procesos industriales, es
necesario acceder a la contabilidad analítica y de operación / producciones de varias
instalaciones para llegar al nivel de detalle necesario para esa modelación. El
estabelecimiento de casos tipo es una aproximación al elevado número de situaciones
distintas, teniendo en cuenta las anteriores limitaciones en la obtención de
información.
El mix que existe de distintos modelos de operación dificulta la extracción directa de
datos de las cuentas publicadas en el registro mercantil, dada la inconsistencia que
hay en la inclusión de CAPEX y COPEX (inversiones recurrentes como grandes
correctivos) en gastos corrientes (OPEX). Es el caso de la diferenciación entre
tecnologías de cogeneración por turbina y a motor.
78/198
4.3
Solar Fotovoltaica
RBSC propone 27 casos tipo de instalaciones que utilicen únicamente la radiación
solar como energía primaria mediante la tecnología fotovoltaica (Figura 37).
Para las instalaciones acogidas al RD 661/2007 se establecen 21 casos tipo en
función de la potencia, el tipo de instalación (individual o agrupación) y el número de
ejes:
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
SFV1: Inst. fijas hasta 5 kW
SFV2: Inst. de seguimiento a 1 eje hasta 5 kW
SFV3: Inst. de seguimiento a 2 ejes hasta 5 kW
SFV4: Inst. fijas entre 5 kW y 100 kW
SFV5: Inst. de seguimiento a 1 eje entre 5 kW y 100 kW
SFV6: Inst. de seguimiento a 2 ejes entre 5 kW y 100 kW
SFV7: Inst. fijas entre 100 kW y 2 MW
SFV8: Inst. de seguimiento a 1 eje entre 100 kW y 2 MW
SFV9: Inst. de seguimiento a 2 ejes entre 100 kW y 2 MW
SFV10: Inst. fijas entre 2 MW y 10 MW
SFV11: Inst. de seguimiento a 1 eje entre 2 MW y 10 MW
SFV12: Inst. de seguimiento a 2 ejes entre 2 MW y 10 MW
SFV13: Agrupación de Inst. fijas entre 100 kW y 2 MW
SFV14: Agrupación de Inst. de seguimiento a 1 eje entre 100 kW y 2 MW
SFV15: Agrupación de Inst. de seguimiento a 2 ejes entre 100 kW y 2 MW
SFV16: Agrupación de Inst. fijas entre 2 MW y 10 MW
SFV17: Agrupación de Inst. de seguimiento a 1 eje entre 2 MW y 10 MW
SFV18: Agrupación de Inst. de seguimiento a 2 ejes entre 2 MW y 10 MW
SFV19: Agrupación de Inst. fijas entre 10 MW y 50 MW
SFV20: Agrupación de Inst. de seguimiento a 1 eje entre 10 MW y 50 MW
SFV21: Agrupación de Inst. de seguimiento a 2 ejes entre 10 MW y 50 MW
Para las instalaciones acogidas al RD 1578/2008 se establecen 6 casos tipo en
función de la potencia y el número de ejes:
•
•
•
•
•
•
SFV22: Instalaciones fijas hasta 20 kW
SFV23: Instalaciones fijas entre 20 kW y 1 MW
SFV24: Instalaciones fijas superior a 1 MW
SFV25: Instalaciones fijas hasta 10 MW
SFV26: Instalaciones de seguimiento a 1 eje hasta 10 MW
SFV27: Instalaciones de seguimiento a 2 ejes hasta 10 MW
79/198
Figura 37 – Solar Fotovoltaica: casos tipo propuestos
Real Decreto
661/2007
1578/2008
Potencia
Fija
Seguimiento 1 eje
Seguimiento 2 ejes
P ≤ 5 kW
SFV1
SFV2
SFV3
5 kW < P ≤ 100 kW
SFV4
SFV5
SFV6
100 kW < P ≤ 2 MW
SFV7
SFV8
SFV9
2 MW < P ≤ 10 MW
SFV10
SFV11
SFV12
Ag. 100 kW < P ≤ 2 MW
SFV13
SFV14
SFV15
Ag. 2 MW < P ≤ 10 MW
SFV16
SFV17
SFV18
Ag. 10 MW < P ≤ 50 MW
SFV19
SFV20
SFV21
P ≤ 20 kW
SFV22
n.d.
n.d.
20 kW < P ≤ 1 MW
SFV23
n.d.
n.d.
P >1 MW
SFV24
n.d.
n.d.
P ≤ 10 MW
SFV25
SFV26
SFV27
La energía solar fotovoltaica ha experimentado un crecimiento rápido en la última
década pasando de 0,7 GW de capacidad instalada en 2007 a más de 4,5 GW en
2012.
Figura 38 – Solar Fotovoltaica en España, 1998-2012
2.605
MW instalados
1
Horas
equivalentes
Retribución
EUR/MWh
0
0
1.176 1.176 1.032
1
964
4
7
11
1.301
1.116 1.185
27
109
575
219
453
400
4,7 GW
acumulados
256
1.810 1.772 1.850 1.888
1.495 1.525 1.629 1.655
1.795 horas
promedio
últimos 5
años
524,6 491,4 460,4
413,2 440,2 489,1
362,2 370,3
345,8 299,1 328,1 390,5
242,6 242,6 320,7
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
Fuente: CNE; IDAE; Roland Berger Strategy Consultants
En la evolución de la capacidad instalada destaca 2008 como año en el que más
capacidad se instaló puesto que más del 50% del parque solar español se puso en
marcha en este año.
80/198
Figura 39 – Solar Fotovoltaica: instalaciones y MW por casos tipo
Real Decreto Potencia
661/2007
1578/2008
Instalaciones Fija
Seguimiento 1 eje
Seguimiento 2 ejes
P ≤ 5 kW
12.412
26 MW
2 MW
7 MW
5 kW < P ≤ 100 kW
37.836
474 MW
18 MW
185 MW
12 MW
100 kW < P ≤ 2 MW
216 1)
69 MW
3 MW
2 MW < P ≤ 10 MW
64 1)
114 MW
5 MW
53 MW
Ag. 100 kW < P ≤ 2 MW
527 MW
67 MW
272 MW
Ag. 2 MW < P ≤ 10 MW
624 MW
179 MW
289 MW
Ag. 10 MW < P ≤ 50 MW
243 MW
90 MW
80 MW
P ≤ 20 kW
3.482
55 MW
n.d.
n.d.
20 kW < P ≤ 1 MW
3.606
378 MW
n.d.
n.d.
90
193 MW
n.d.
n.d.
2.454
489 MW
129 MW
85 MW
P >1 MW
P ≤ 10 MW
1) Incluye agrupaciones
En cuanto a la tecnología utilizada, casi el 70% de las instalaciones utilizan tecnología
fija mientras que el 30% restante utiliza algún tipo de seguimiento (c. 10% seguimiento
a un eje y c. 20% seguimiento a dos ejes).
Para la construcción de nuestro estándar de coste de inversión de solar fotovoltaica
hemos realizado un extenso análisis de mercado, si bien el estándar descrito no sólo
se basa en este último sino también en el coste típico de cada una de las partidas que
lo componen.
Como se puede observar en la siguiente figura, el valor absoluto del coste de inversión
ha sufrido una bajada de 2008 a 2012.
Figura 40 – FV: CAPEX 2008 y 2012 (EUR m/MWp)
2008
2012
8,33
7,97
7,94
7,31
6,68
6,61
7,95
7,34
7,76
7,18
6,59
6,51
5,98
6,10
5,08
2,61
<5 kW
Fija
5-100 kW
S1E
100 kW
-2 MW
2-10 MW
Agr 10-50 MW
Tipo I.1
2,57
Tipo I.2
2,65 2,79
2,28
Tipo II
S2E
El coste de inversión de las instalaciones fijas es inferior al de aquellas instalaciones
que cuentan con seguidores (de 1 y 2 ejes). Además, dicho coste tiende a disminuir a
medida que aumenta la potencia de cada instalación, y tiene una elevada correlación
81/198
con el coste de los módulos / paneles solares y sus materias primas, especialmente
polisilicio, que cuenta con un reducido número de proveedores a nivel mundial.
Figura 41 – Correlación coste de paneles solares y CAPEX, 2000-2010 (EUR m/MWp)
COSTE DE LOS PANELES SOLARES
10,0
• Elevado grado de
correlación entre
coste de la
instalación
fotovoltaica y
coste de los
paneles solares
8,0
6,0
-13%
4,0
2,0
0,0
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
• El peso del coste
de los paneles
sobre el coste
total de la
instalación ha
aumentado del
50% al 60% en la
última década
COSTE DE LA INSTALACIÓN
10,0
-13%
8,0
6,0
4,0
2,0
0,0
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
Source: ASIF; Roland Berger Strategy Consultants
En lo que se refiere a los costes de inversión, se observa en la Figura 42 el desglose
típico de instalaciones con potencia nominal inferior a 100 kW. Podemos ver que el
componente con mayor peso, y por tanto mayor variabilidad es el módulo. Este
componente pierde peso en las tecnologías con seguimiento, que, sin embargo, tienen
mayor obra civil.
Figura 42 – FV: desglose de CAPEX para 5 kW-100 kW, (EUR m/MW)
FIJA (2008)
SEGUIMIENTO 1 EJE (2008)
SEGUIMIENTO 2 EJES (2008)
7,97
5%
7,31
5%
5%
6,68
5%
5%
18%
5%
18%
18%
60%
Módulo
27%
22%
12%
50%
Obra
Civil
BoP
Gastos Tasas y Total
Promoción otros
Módulo
45%
Obra
Civil
BoP Gastos Tasas
Promocióny otros
Total
Módulo
Obra
Civil
BoP Gastos Tasas
Promocióny otros
Total
Para la construcción del estándar de coste de operación, hemos realizado un análisis
similar al realizado para el coste de inversión. La base del análisis es el coste de
82/198
operación por MW pico de 2012, que ha sido deflactado con IPC para los años
anteriores.
La siguiente figura no muestra la diferencia de coste de operación por año de puesta
en marcha pero cabe mencionar que aquellas instalaciones puestas en marcha en los
últimos dos años han podido negociar contratos de operación y mantenimiento más
bajos que las puestas en marcha con anterioridad.
Figura 43 – FV: OPEX 2008 y 2012 (kEUR/MWp)
2008
2012
104,41
99,31
104,41
99,31
94,11
78,93
73,61
78,93 76,74
73,61
76,74
78,22
98,45
81,52
72,87
72,87
60,67
56,37
56,37
50,22
< 5 kW
Fija
5-100 kW
S1E
100 kW
- 2 MW
2-10 MW
Agr 10-50 MW
Tipo I.1
Tipo I.2
Tipo II
S2E
De la misma forma que con el coste de inversión, se puede apreciar una diferencia en
el coste de operación entre las distintas tecnologías puesto que resulta más barato
operar las instalaciones fijas que aquellas que cuentan con seguidores. Esto se debe a
que estos últimos requieren más mantenimiento debido al desgaste de un mayor
número de partes móviles.
En relación a las agrupaciones, cabe mencionar que si bien para la inversión no
suelen ser más baratas que las individuales, para la operación se aprecia un descenso
en su coste.
A continuación, podemos ver el desglose típico de coste de operación para
instalaciones fijas del tipo 11 del RD 1578/2008. En general, la partida más
representativa suele ser la de operación y mantenimiento mientras que la de seguros
aumenta en tecnologías de seguimiento.
83/198
Figura 44 – FV: desglose de OPEX (kEUR/MWp)
Partida
Coste (kEUR/MWp)
> Alquileres
7,5 -
13,5
> Seguridad
0,0 -
15,0
> Seguros
5,6 -
7,8
> Consumos
1,5 -
2,1
> Administración
11,3 -
15,5
> Mantenimiento
23,5 -
32,3
0,0 -
20,0
> Otros
49,4 - 106,2
TOTAL
Actualmente, muchas instalaciones están sujetas a contratos de largo plazo, tanto de
arrendamiento como de operación y mantenimiento (en general firmados con el
promotor), con alguna indexación a la facturación de energía.
Existen tres tecnologías fotovoltaicas con seguimiento a un eje:
•
Seguidores Polares y Azimutales: con una ganancia de aproximadamente
un 25% sobre una instalación fija
•
Seguidores Horizontales: con una ganancia de aproximadamente un 14%
sobre una instalación fija
Nuestro análisis no distingue entre las distintas tecnologías de seguimiento a un eje
(debido a la inexistencia de una amuestra estadística con volumen suficiente), por lo
que nuestro estándar de coste de inversión no refleja el aumento del mismo en función
del aumento de rendimiento que se observa al utilizar los seguidores polares o
azimutales.
84/198
-
-
-
-
-
-
6,51
-
-
-
-
-
-
1994
1995
-
-
-
-
-
-
1996
Individual
Fija
<5kW
5kW - 100kW
100kW - 2MW
2MW - 10MW
S1E
<5kW
5kW - 100kW
100kW - 2MW
2MW - 10MW
S2E
<5kW
5kW - 100kW
100kW - 2MW
2MW - 10MW
Agrupación
Fija
100kW - 2MW
2MW - 10MW
10MW - 50MW
S1E
100kW - 2MW
2MW - 10MW
10MW - 50MW
S2E
100kW - 2MW
2MW - 10MW
10MW - 50MW
Prefo
Tipo I
< 20 kW
20kW - 1 MW
1 MW - 2 MW
Tipo II
< 10 MW
< 10 MW
< 10 MW
-
-
-
-
-
5,72
-
1997
-
-
-
-
-
5,72
-
1998
-
-
-
-
-
5,72
-
1999
Figura 45 – FV: CAPEX 1994-2012 (EUR m/MWp)
-
-
-
-
-
5,52
5,72
-
2000
-
-
-
7,55
7,36
-
7,44
-
5,52
5,72
-
2001
-
7,15
-
-
7,55
-
7,44
-
5,52
5,72
6,51
-
2002
-
7,47
-
7,15
-
5,85
-
7,55
7,36
-
7,44
7,25
-
5,52
5,72
-
2004
85/198
7,15
6,21
-
5,85
-
7,55
7,36
-
7,44
-
5,52
5,72
-
2003
7,47
-
7,15
-
5,85
5,18
-
7,55
7,36
-
7,44
7,25
-
5,52
5,72
6,51
-
2005
7,47
6,72
-
7,24
6,21
-
5,85
5,18
-
7,55
7,36
-
7,44
7,25
7,34
-
5,52
6,20
-
2006
7,85
7,05
-
6,95
6,53
5,55
6,68
5,44
4,62
7,78
7,62
-
7,81
7,28
-
6,25
6,40
6,51
5,44
2007
7,95
7,76
6,59
7,34
7,18
6,10
6,51
5,98
5,08
8,33
7,97
7,95
7,76
7,94
7,31
7,34
7,18
6,61
6,68
6,51
5,98
2008
4,14
4,10
4,06
3,84
4,61
4,84
4,04
4,85
5,10
2010
4,36
4,31
-
2009
3,25
3,79
3,98
3,72
3,69
3,65
2011
2,28
2,65
2,79
2,61
2,58
2,55
2012
54,43
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
1996
52,74
-
1995
1994
RD 661/2007 Individual
Fija
<5kW
5kW - 100kW
100kW - 2MW
50,56
2MW - 10MW
S1E
<5kW
5kW - 100kW
100kW - 2MW
2MW - 10MW
S2E
<5kW
5kW - 100kW
100kW - 2MW
2MW - 10MW
RD 661/2007 Agrupación
Fija
100kW - 2MW
2MW - 10MW
10MW - 50MW
S1E
100kW - 2MW
2MW - 10MW
10MW - 50MW
S2E
100kW - 2MW
2MW - 10MW
10MW - 50MW
RD 1578/2008
Tipo I
< 20 kW
20kW - 1 MW
1 MW - 2 MW
Tipo II
II FIJ
II S1E
II S2E
-
-
-
-
-
-
-
40,79
55,53
-
1997
-
-
-
-
-
-
-
41,37
56,31
-
1998
Figura 46 – FV: OPEX 1994-2012 (kEUR/MWp)
-
-
-
-
-
-
-
42,57
57,95
-
1999
-
-
-
-
-
-
-
44,26
44,26
60,25
-
2000
-
-
-
-
-
63,64
63,64
-
59,35
-
45,46
45,46
61,88
-
2001
-
-
-
85,44
-
-
66,19
66,19
-
61,73
-
47,27
47,27
64,35
-
2002
-
-
-
-
-
95,22
-
90,49
88,21
-
69,90
-
70,10
70,10
-
65,38
65,38
-
50,07
50,07
68,16
-
2004
86/198
87,66
85,45
-
67,71
-
67,91
67,91
-
63,34
-
48,51
48,51
66,03
-
2003
-
-
98,77
-
93,87
91,50
-
72,51
70,70
-
72,72
72,72
-
67,82
67,82
-
51,94
51,94
70,70
-
2005
-
-
101,41
98,77
-
96,38
93,94
-
74,44
72,59
-
74,66
74,66
-
69,63
69,63
93,94
-
53,33
53,33
72,59
-
2006
-
-
105,69
102,94
-
100,44
97,91
77,12
77,58
75,65
59,81
77,81
77,81
-
72,57
72,57
97,91
-
55,58
55,58
75,65
75,65
2007
-
-
107,20
104,41
81,52
101,88
99,31
78,22
78,70
76,74
60,67
78,93
78,93
104,41
104,41
73,61
73,61
99,31
99,31
56,37
56,37
76,74
76,74
2008
67,19
86,77
90,77
46,30
67,19
67,19
108,05
105,24
82,17
102,69
100,10
78,85
79,32
77,35
61,15
79,55
79,55
105,24
105,24
74,19
74,19
100,10
100,10
56,82
56,82
77,35
77,35
2009
69,19
89,36
93,48
47,69
69,19
69,19
111,28
108,39
84,62
105,76
103,09
81,20
81,69
79,66
62,98
81,93
81,93
108,39
108,39
76,41
76,41
103,09
103,09
58,52
58,52
79,66
79,66
2010
70,84
91,48
95,70
48,82
70,84
70,84
113,93
110,96
86,64
108,28
105,55
83,13
83,63
81,55
64,48
83,88
83,88
110,96
110,96
78,23
78,23
105,55
105,55
59,91
59,91
81,55
81,55
2011
72,87
94,11
98,45
50,22
72,87
72,87
117,20
114,15
89,12
111,38
108,57
85,52
86,03
83,89
66,33
86,28
86,28
114,15
114,15
80,47
80,47
108,57
108,57
61,63
61,63
83,89
83,89
2012
4.4
Se establecen 6 casos tipo de instalaciones que utilicen procesos térmicos para la
transformación de la energía solar (como energía primaria), en electricidad (Figura 47):
•
•
•
•
•
•
STE1: Inst. cilindro parabólicas sin almacenamiento
STE2: Inst. cilindro parabólicas con almacenamiento
STE3: Inst. torre sin almacenamiento
(singulares)
STE4: Inst. torre con almacenamiento
(singulares)
STE5: Inst. fresnel
(singulares)
STE6: Inst. disco
(singulares)
Las instalaciones termoeléctricas se dividen principalmente en 4 tecnologías (cilindro
parabólica, torre, fresnel e híbrida) que a su vez pueden contar o no con
almacenamiento de energía.
Figura 47 – Solar Termoeléctrica: casos tipo propuestos
Tecnología
Sin almacenamiento
Con almacenamiento
Cilindro Parabólica
STE1
STE2
Torre
STE3
STE4
Fresnel
STE5
n.d.
Híbrida
STE6
n.d.
Figura 48 – Solar Termoeléctrica: instalaciones y MW por casos tipo, 2012
Tecnología
Cilindro Parabólica
Sin almacenamiento
Con almacenamiento
1.322 MW
(24)
949 MW
(13)
Torre
31 MW
(2)
67 MW
(1)
Fresnel
31 MW
(1)
n.d.
Híbrida
0 MW
(1)
n.d.
La tecnología solar termoeléctrica es relativamente reciente en comparación con el
resto de tecnologías dentro del régimen especial. A pesar de ello, actualmente hay un
total de 50 instalaciones que generan energía utilizando esta tecnología y suman 2,3
GW de capacidad instalada, casi un 6% del parque renovable en régimen especial.
A pesar de que la regulación no hace distinciones entre las distintas tecnologías de
generación termoeléctrica, en este apartado se detalla el estándar para la tecnología
cilindro-parabólica con y sin almacenamiento debido a que 44 de las 50 instalaciones
(datos de 2013) pertenecen a uno de estos dos tipos.
Las tecnologías de torre con y sin almacenamiento (3 instalaciones), fresnel (2
instalaciones) e híbrida (1 instalación) son consideradas como singulares en este
informe y vienen detalladas en el apartado "3.9 Instalaciones singulares".
87/198
Figura 49 – Solar Termoeléctrica en España, 1998-2012
851
MW instalados
450
11
Horas
equivalentes
50
1.900
1.365
2.307 2.491
819
691
Retribución
EUR/MWh
2,0 GW
acumulados
417
221
1.776 horas
promedio
últimos 5
años
299,4 333,1 307,7 305,8 291,6 317,8
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
La mayor parte de la potencia termoeléctrica instalada desde 2007 corresponde a la
tecnología cilindro-parabólica y todas sus centrales tienen una potencia nominal de 50
MW. La solar termoeléctrica en general ha tenido un crecimiento rápido,
especialmente en 2012, cuando se instaló aproximadamente el doble de potencia que
en el año anterior.
Adicionalmente, se ha visto una tendencia hacia campos solares de mayor superficie a
excepción de las instalaciones con puesta en marcha en 2013 como se puede ver en
las siguientes gráficas.
Figura 50 – CCP sin almacenamiento: campo solar, 2009-2013 (miles m2)
550
500
432
450
395
400
350
362
342
340
300
250
200
150
2009
2010
2011
2012
2013
Fuente: Registro Mercantil; Entrevistas al sector; Roland Berger Strategy Consultants
Para las centrales con tecnología cilindro-parabólica sin almacenamiento, esta
tendencia ha pasado de estar cerca de los 350.000 metros cuadrados por instalación
en 2009 a más de 430.000 metros cuadrados en 2011. En las centrales con puesta en
marcha en 2013 se ha vuelto a los niveles de 2009.
88/198
Figura 51 – CCP con almacenamiento: campo solar, 2009-2013 (miles m2)
600
550
530
510
530
511
510
519
500
450
400
350
2008
2009
2010
2011
2012
2013
La evolución del tamaño del campo solar en las centrales cilindro-parabólicas con
almacenamiento ha sido más estable con una superficie en torno a 510.000 metros
cuadrados por central.
Las siguientes gráficas muestran el resultado de un análisis del mercado solar
termoeléctrico cilindro-parabólico con y sin almacenamiento, que ha sido
complementado con el coste típico de cada una de las partidas del coste de inversión
para concretar nuestra estimación de coste.
Todas las centrales termoeléctricas sin almacenamiento tienen una capacidad
instalada de 50 MW y un CAPEX medio que va desde los 4,3 a los 5,6 millones de
euros por MW. Sin embargo, el criterio utilizado para el cálculo del estándar es el de
eficiencia y no el de la media observada en el mercado.
Figura 52 – CCP sin almacenamiento: CAPEX, 2009-2013 (EUR m/MW)
6,5
6,0
5,5
5,30
5,0
4,5
5,00
4,93
2012
2013
4,80
4,30
4,0
3,5
3,0
2009
2010
Estándar RBSC
2011
Instalación concreta
89/198
Típicamente, el desglose del coste de inversión de una central cilindro-parabólica sin
almacenamiento es el observado en la siguiente gráfica (ver Figura 53). La partida con
mayor peso es la del campo solar, que supone cerca de un 40% del coste total de la
planta. El resto de costes es más homogéneo siendo las partidas de equipos
principales y sistema eléctrico algo superiores (12%-15%).
Figura 53 – CCP sin almacenamiento: desglose de CAPEX, 2012 (EUR m/MW)
5,0
3%
10%
12%
6%
15%
40%
6%
3%
Terrenos
5%
Estudios
Gastos
Campo solar Equipos
financieros
principales
Sistemas
aux.
Sist electrico
Obra civil
Ingenieria
Total
Existe un conjunto de centrales que cuenta con soluciones de almacenamiento de
energía, que requieren una inversión adicional. Todas las centrales termoeléctricas
cilindro-parabólicas con almacenamiento tienen una capacidad instalada de 50 MW y
un CAPEX medio anual que va desde los 6,0 a los 7,6 millones de euros por MW.
Debido a la existencia de menos dispersión del coste de inversión que en aquellas que
no tiene almacenamiento, el coste de inversión estándar coincide con el coste medio
observado en el mercado a excepción de 2013.
Figura 54 – CCP con almacenamiento: CAPEX, 2008-2013 (EUR m/MW)
8,5
8,0
7,5
6,84
7,0
6,5
6,00
6,20
6,00
6,30
6,30
2012
2013
6,0
5,5
5,0
4,5
4,0
3,5
3,0
2008
2009
Estándar RBSC
2010
2011
Instalación concreta
90/198
Las principales diferencias en el coste con respecto a la misma tecnología sin
almacenamiento radican en que el sistema de almacenamiento requiere la
construcción de tanques de almacenamiento, intercambiadores de calor y bombas, un
mayor campo solar (de un 40% a un 50% superior al de una central sin
almacenamiento) y mayor número de lazos (unos 150 vs 100 cuando no hay
almacenamiento).
Típicamente, el desglose del coste de inversión de una central cilindro-parabólica con
almacenamiento es el observado en la siguiente grafica (ver Figura 55). La partida con
mayor peso es la del campo solar, que supone un 38% del coste total de la planta. El
resto de costes es más homogéneo siendo las partidas de equipos principales y obra
civil algo superiores (~10%). La principal diferencia con las anteriores es el coste
añadido del sistema de almacenamiento que supone un 10% del coste total de
inversión.
Figura 55 – CCP con almacenamiento: desglose de CAPEX, 2012 (EUR m/MW)
6,30
10%
6%
11%
4%
6%
10%
38%
7%
4%
Terrenos
4%
Estudios
Gastos
financieros
Campo
solar
Equipos
principales
Sistema
aux.
Sist
electrico
Obra civil
Ingenieria Sistema de
Total
almacenamiento
Cabe mencionar que, en algunos casos, el coste de inversión en la fecha de puesta en
marcha puede ser inferior al real debido a la sustitución de grandes componentes con
posterioridad a esa fecha. En cuanto al coste de operación, éste es sensiblemente
mayor en las centrales con almacenamiento que en aquellas que no tienen (en valor
absoluto y no por MWh). Sin embargo, las partidas que componen dicho coste son las
mismas para ambas: operación y mantenimiento, seguros, autoconsumo, gas, tasas y
otros.
De igual forma, hay una importante variabilidad en los costes de inversión entre
plantas. Como factores relevantes apuntamos el reducido número proveedores
especializados de espejos parabólicos y tubos, la variedad de modelos de
construcción/EPC (ingeniería propia vs externa).
Sería importante remarcar que no hemos observado una reducción progresiva del
coste de inversión de las centrales cilindro-parabólicas que resultaría de la aplicación
de una curva de aprendizaje.
91/198
En lo que se refiere al coste de operación (con independencia del año de puesta en
marcha), en las siguientes gráficas se puede observar su desglose para las centrales
cilindro-parabólicas con y sin almacenamiento.
Figura 56 – CCP sin almacenamiento: OPEX, 2008-2013 (kEUR/MW)
185
180
175,0
175
170,1
170
165
166,2
161,3
160
155
150
145
140
2009
2010
2011
2012
El coste medio de operación de una central cilindro-parabólica sin almacenamiento ha
aumentado de los 165 hasta los 175 mil euros por MW.
Figura 57 – CCP sin almacenamiento: desglose de OPEX (kEUR/MW)
64%
6%
6%
9%
2%
15-16
3-4
Gas
Tasas
13%
100%
22-23
170-180
Otros
Total
10-11
10-11
109-115
O&M
Seguros
Autoconsumo
El coste medio de operación de una central cilindro-parabólica con almacenamiento ha
aumentado de los 212 hasta los 229 mil euros por MW.
92/198
Figura 58 – CCP con almacenamiento: OPEX, 2008-2013 (kEUR/MW)
270
260
250
240
229,0
230
220
210
222,6
217,4
211,1
209,5
200
190
180
170
160
150
140
130
120
2008
2009
2010
2011
2012
Figura 59 – CCP con almacenamiento: desglose de OPEX (kEUR/MW)
65%
7%
5%
9%
20-22
3%
11%
100%
24-26
218-240
7
24
Tasas
Otros
11-12
15-17
142-156
O&M
Seguros
Autoconsumo
Gas
Total
Hay que destacar que existe una reciente limitación de la generación con gas. Hasta
2013, esta limitación era del 15% y estaba primada mientras que a partir de 2013 se
mantiene la limitación pero sin prima. La generación con gas permite que las centrales
sigan funcionando cuando las condiciones normales no lo permitirían por lo que las
plantas termoeléctricas seguirán quemando gas por motivos de seguridad y operación
si bien se estima que el coste total de operación por este concepto baje,
especialmente en las centrales con almacenamiento.
Cabe mencionar la complejidad de establecer un estándar de costes de operación
para estas tecnologías puesto que en dicho coste influyen diversas variables que
causan elevada dispersión en los mismos:
93/198
•
Alquiler: algunas centrales tienen el terreno en propiedad mientras que otras lo
tienen en alquiler. Por ello, en las primeras habrá in coste de inversión mayor y
uno de operación menor y para las segundas se daría el caso contrario.
•
Imputación de las infraestructuras de evacuación: cuando existe una en
lugar de varias o cuando se van incorporando nuevas a las existentes.
•
Costes del agua: algunas centrales disfrutan de concesiones de rio baratas
mientras que otras tienen concesiones caras de acuíferos de regadío. Además,
cada central tiene diferentes necesidades de las instalaciones de tratamiento
de agua.
•
Gas: cada central tiene una estrategia diferente para el consumo de gas y
distintos costes de gas natural (gas de tubería vs de camiones).
•
Operación y mantenimiento: existen diferentes estrategias de limpieza del
campo solar, que a su vez, dependen de la acumulación de suciedad de cada
emplazamiento. En relación al mantenimiento especializado de turbina, el
alcance del contrato con el fabricante de la turbina de vapor puede acarrear
oscilaciones de hasta un 50% en este apartado. Esto puede variar entre unas
plantas y otras en función de las exigencias del banco a la hora de financiar y
la capacitación técnica anterior del propietario.
Además, cada central tiene distintas políticas de repuestos, previsión de
overhauls (mantenimientos mayores), alcance de los subcontratos de O&M y
proporción respecto a la plantilla propia con distintos costes de personal.
•
Costes de vigilancia ambiental: suelen estar ligados al emplazamiento y a las
exigencias de la DIA.
•
Liquidaciones de desvíos: en centrales sin agente se contabiliza toda la
oferta como producción con su correspondiente ingreso y luego se anota como
compra (que aparece como gastos de operación) la diferencia no producida.
94/198
4.5
Hidroeléctrica (< 50 MW)
RBSC propone 3 casos tipo de instalaciones que utilicen saltos o corrientes de agua
para la producción de electricidad por debajo de los 50 MW (Figura 60):
•
•
•
HID1: Instalaciones hasta 10 MW y de tipo fluyente
HID2: Instalaciones superiores a 10 MW y de tipo pie de presa
HID3: Instalaciones entre 10 MW y 50 MW
Los casos tipo para esta tecnología se han definido en línea con lo establecido para
los grupos b.4 y b.5 en el borrador del nuevo Real Decreto, partiendo por potencia y
tipo de instalación.
Figura 60 – Hidroeléctrica: casos tipo propuestos
Potencia
Fluyente
Pie de presa
P ≤ 10 MW
HID1
HID2
10 MW < P ≤ 50 MW
HID3
Figura 61 – Hidroeléctrica: instalaciones y MW por casos tipo, 2012
Potencia
Fluyente
P ≤ 10 MW
1.109 MW
Pie de presa
(818)
10 MW < P ≤ 50 MW
277 MW
(205)
647 MW
(35)
La tecnología hidroeléctrica es la tecnología más antigua de todas las que entran
dentro del régimen especial. En la última década, únicamente se han construido cerca
de 585 MW nuevos de hidroeléctrica, debido a las restricciones medioambientales y a
los incentivos disponibles.
Figura 62 – Hidroeléctrica en España, 1998-2012 (MW y horas equivalentes)
MW instalados
1.294
2,0 GW
acumulados
48
Horas
equivalentes
58
89
36
60
51
3.176
2.878 2.688 2.752 2.973
2.820
2.491
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
65
110
133
53
2.173 2.323 2.209 2.398
2005
2006
2007
2008
44
2.739
2009
12
5
11
3.343
2.600
2010
2011
2.280
2.672 horas
promedio
últimos 5
años
2012
Nota: Horas a modo representativo. Para los cálculos se ha utilizado la información de cada caso tipo por año de puesta en marcha. MW instalados ajustados con IDAE.
95/198
Figura 63 – Hidroeléctrica en España, 1998-2012 (Retribución EUR/MWh)
b.4.1
92,3
93,4
82,7
92,3
93,4
82,7
68,6
78,4
80,8
62,6
2004
2005
2006
2007
66,7
66,6
66,8
64,7
72,5
65,2
66,1
66,7
66,6
66,8
64,7
72,5
65,2
66,1
74,7
71,4
69,8
68,5
75,8
68,2
1998
1999
2000
2001
2002
2003
101,8
88,5
79,7
87,2
86,9
101,8
88,5
79,7
87,2
86,9
85,2
78,6
75,0
85,6
83,9
2008
2009
2010
2011
2012
b.4.2
b.5
Nota: Retribución a modo representativo y ajustados con el IDAE. Para los cálculos se ha utilizado la información de cada caso tipo por año de puesta en marcha.
Como la tecnología más antigua dentro del régimen especial, la hidroeléctrica se
considera madura. La configuración del salto es la principal variable a la hora de
determinar la inversión puesto que la elección de uno u otro influye tanto en la
determinación de la solución de ingeniería más adecuada para cada caso como en su
coste.
Desde el año 2000, se ha producido una mejora tecnológica en las turbinas que ha
abaratado su coste al ser más compactas, simples y fiables. La cuestión principal en el
establecimiento de un estándar es la inmensa variabilidad de ubicaciones, edad media
e infraestructura necesaria, con impacto en costes de inversión y operación.
Además, los procesos de aprobación son largos (de 6 a 10 años) y complicados dadas
las restricciones existentes a la hora de obtener una licencia. Esto ha llevado a la
reutilización de antiguos saltos (ej. centrales a pie de presa repotenciadas) como
alternativa a la creación de nuevas centrales.
Por otro lado, algunas centrales no han incluido en su coste de inversión los gastos
relacionados con la gestión de terrenos o la construcción de infraestructuras
adicionales necesarias (ej. líneas de evacuación o canales). Dichos costes podrían
alterar sensiblemente el coste de inversión total. Cabe mencionar que la denominada
micro-hidroeléctrica, de reducidos saltos y potencias (hasta 250-500 kW), sufre de un
fuerte efecto de subescala a la hora de determinar inversiones, pudiendo incrementar
significativamente (factor de 2x – 3x) los valores estándar propuestos.
En las siguientes figuras se puede observar la evolución del coste de inversión para
cada uno de los tipos de central hidroeléctrica, y el respectivo desglose (ilustrativo):
96/198
Figura 64 – Hidroeléctrica b.4.1: CAPEX, 1988-2012 (EUR m/MW)
2,3
2,2
2,1
1,98
2,0
1,9
2,00
1,93
1,82
1,8
1,7
1,6
1,5
1,54
1,55
1992
1994
1,67
1,68
1,65
1,67
1,69
1996
1998
2000
2002
2004
1,41
1,4
1,3
1,25
1,2
1,1
1,0
1988
1990
2006
2008
2010
2012
1,39
1,35
1,40
2008
2010
2012
RBSC
Figura 65 – Hidroeléctrica b.4.2: CAPEX, 1988-2012 (EUR m/MW)
2,5
2,0
1,5
1,0
1,08
1,09
1992
1994
1,17
1,17
1,16
1,17
1,18
1996
1998
2000
2002
2004
1,28
0,98
0,87
0,5
1988
1990
2006
97/198
Figura 66 – Hidroeléctrica b.5: CAPEX, 1988-2012 (EUR m/MW)
1,5
1,4
1,3
1,2
1,09
1,1
1,0
0,9
1,10
0,85
0,85
1992
1994
0,92
0,92
0,91
0,92
0,93
1996
1998
2000
2002
2004
0,77
0,8
0,7
1,06
1,00
0,69
0,6
0,5
0,4
1988
1990
2006
2008
2010
2012
Figura 67 – Hidroeléctrica: desglose CAPEX, 2012 (EUR m/MW)
B.4.1
B.4.2
B.5
2,00
14%
7%
1,40
10%
30%
5%
1,10
4%
9%
52%
48%
49%
33%
Obra Civil Equipos
Sistema
y terrenos principales eléctrico
+ Línea
conexión
Otros
Total
Obra Civil Equipos
Sistema
+ Línea
conexión
39%
Otros
Total
Obra Civil Equipos
Sistema
+ Línea
conexión
Otros
Total
Los costes operativos presentan variabilidad entre las distintas instalaciones y
dependen del enfoque del inversor. Si el inversor se centra en la obtención de un
margen, intentará minimizar el coste de operación y mantenimiento mientras que éste
será más elevado si el inversor pretende maximizar la vida útil del activo. Asimismo,
también existe una relevante variabilidad en las horas equivalentes de funcionamiento
de una central a otra.
98/198
Figura 68 – Hidroeléctrica b.4.1: OPEX, 1988-2012 (kEUR/MW)
120
114,5
110
108,6
2008
2010
95,1
97,2
2008
2010
99,3
100
92,7
86,9
90
80
74,0
78,0
81,4
68,0
70
61,5
60
50
106,2
54,7
48,4
40
30
20
1988
1990
1992
1994
1996
1998
2000
2002
2004
2006
2012
Fuente: Entrevistas con el s ector; Roland Berger Strategy Consultants
Figura 69 – Hidroeléctrica b.4.2: OPEX, 1988-2012 (kEUR/MW)
110
102,5
100
88,9
90
83,0
77,8
80
66,3
70
69,8
72,8
60,9
60
50
55,1
49,0
43,3
40
30
20
1988
1990
1992
1994
1996
1998
2000
2002
2004
2006
2012
99/198
Figura 70 – Hidroeléctrica b.5: OPEX, 1988-2012 (kEUR/MW)
80
76,0
75
70
70,5
72,1
2008
2010
65,9
65
61,5
57,7
60
55
51,7
49,1
50
54,0
45,2
45
40,9
40
36,3
32,1
35
30
25
20
1988
1990
1992
1994
1996
1998
2000
2002
2004
2006
2012
Figura 71 – Hidroeléctrica: desglose OPEX (kEUR/MW)
B.4.1
B.4.2
B.5
115
103
19%
19%
75
39%
39%
33%
103
20%
42%
Personal
42%
O&M
Otros
Total
Personal
47%
O&M
Otros
Total
Personal
O&M
Otros
Total
Los ingresos vienen determinados tanto por el modo de operación (pie de presa o
fluyente) como por las horas de funcionamiento. Estas últimas, a su vez, están
condicionadas por la imposición de caudales ecológicos por parte de las cuencas
hidrográficas. Adicionalmente, este tipo de generación depende de variaciones cíclicas
a lo largo de varios años (entre 2 y 10), estacionales e incluso diarias.
A su vez, es importante señalar que muchas de las centrales existentes son
concesiones públicas con exigencia de condiciones de las que va a depender el
retorno económico de los activos. Ejemplos:
•
Obligatoriedad de devolución del bien público en perfectas condiciones al final
de la concesión.
100/198
•
Fuerte variación de cánones exigidos al concesionario (del 0% hasta el 33% de
los ingresos con varios modelos: como porcentaje de facturación, por MWh,
fijo, combinación, etc).
Debido a la distorsión que genera esto último en el cálculo de rentabilidad de proyecto,
se ha excluido explícitamente de nuestro análisis todo canon hidrográfico. La
rectificación de dichas distorsiones tendría que ser objeto de una compensación
adicional como resultado de la aplicación de un criterio de equivalencia de centrales.
Otra excepción en nuestros cálculo es la reciente exigencia de demolición al final de la
vida útil del proyecto, pendiente de internalizarse en las cuentas de cada activo (ej. vía
provisiones adicionales).
101/198
4.6
Biomasa
En la categoría de biomasa estarán incluidas todas aquellas instalaciones que utilicen
como combustible principal la biomasa procedente de actividades silvícolas, agrícolas
y ganaderas. Se proponen 2 casos tipo:
•
BIO1: Instalaciones que utilicen como combustible principal biomasa
procedente de cultivos energéticos, de actividades agrícolas, ganaderas o de
jardinerías, de aprovechamientos forestales y otras operaciones silvícolas en
las masas forestales y espacios verdes (212 MW; 25 instalaciones).
•
BIO2: Instalaciones que utilicen como combustible principal biomasa
procedente de instalaciones industriales del sector agrícola o forestal (177 MW;
20 instalaciones).
La biomasa sigue teniendo un peso muy limitado dentro del mix de renovables. Ni el
régimen retributivo establecido por el Real Decreto 436/2004, ni el del Real Decreto
661/2007 han logrado un incremento significativo de estas plantas – desde 2007
únicamente se han instalado ~340 MW de biomasa.
Figura 72 – Biomasa en España, 1998-2012 (MW y horas equivalentes)
MW instalados
60
42
3
Horas
equivalentes
b.6
Horas
equivalentes
b.8
41
40
28
5
1
43
27
18
8
5.675 5.757 5.526 5.524 5.833 5.637 5.732
1.860
2.819 2.973 2.897
4.000 4.437
3.947
3.714
5.029
6.172 5.776 5.797
71
60
48
6.618 6.734
4.955
6.049 6.006 6.000 6.150
4.632 4.623 4.300
2.653
0,5 GW
acumulados
5.935 horas
promedio
últimos 5
años
5.701 horas
promedio
últimos 5
años
102/198
Figura 73 – Biomasa en España, 1998-2012 (Retribución EUR/MWh)
b.6
108,7 116,9
82,9
73,6
63,6
67,7
70,8
62,4
64,2
67,2
66,7
58,6
66,1
72,4
67,8
67,3
81,6
87,6
88,5
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
77,6
b.8
130,6
107,2 117,8 117,5 123,8
134,7
111,2 122,9 124,1 127,2
2008
2009
2010
2011
2012
En España, existe una gran variedad de instalaciones de generación que utilizan como
insumo principal la biomasa de madera o residuos agrícolas, por ejemplo. A día de
hoy, esta tecnología tiene una función importante en el aprovechamiento / tratamiento
de la biomasa local (ej. limpieza de bosques y zonas verdes) – pero la industria está
teniendo problemas en la obtención de biomasa no procesada, por menor escala y la
profesionalización de los proveedores.
Uno de los puntos críticos para la viabilidad económica de las plantas de biomasa es
la disponibilidad de biomasa local – hasta un radio de 50-100 km (sin FFCC) – a
precios y costes de transporte accesibles en relación al coste de oportunidad de
generación con combustibles fósiles.
La tecnología de la biomasa se puede considerar como una tecnología relativamente
madura, que ha experimentado una mejora en los niveles de eficiencia a lo largo de
los últimos 10-15 años. También existen otras a nivel experimental como las plantas
de gasificación (consideradas dentro de plantas singulares).
El modelo de negocio de biomasa normalmente presenta riesgos para los operadores:
•
de volumen, por disponibilidad de la materia prima.
•
de precio, siendo variaciones de +/-30% comunes en el mismo periodo para la
biomasa, lo cual representa aproximadamente la mitad del coste de
generación.
103/198
Subgrupo b.6: Instalaciones que utilicen como combustible principal biomasa
agroforestal
Se presenta un caso tipo de turbina de 20 MW, con factor de utilización del 89% y
autoconsumo del 12%:
•
•
•
CAPEX: 3,3 millones de euros por MW (excluye servicios auxiliares:
condensador y desgasificador):
o
Caldera de biomasa de lecho fluido: 1,3 millones de euros por MW
o
Turbina de condensación: 0,6 millones de euros por MW
o
Tratamiento biomasa y BoP: 1,0 millones de euros por MW
o
EPC: 0,4 millones de euros por MW
Insumos (grado de humedad: 40%):
o
Residuos forestales: 69 – 76 euros por MWhe (inc. 67% de materia
prima, 33% de transporte, variación de humedad y otros)
o
Cultivos energéticos: 95 euros por MWhe (inc. 66% de materia prima,
34% de transporte, variación de humedad y otros)
OPEX: 40 euros por MWhe:
o
Aprovisionamiento y alimentación: 14 euros por MWhe (aprox. 9 de
almacenamiento, 4 de mantenimiento preventivo y correctivo, 1 de
electricidad)
o
Generación eléctrica: 24 euros por MWhe (aprox. 14 de mantenimiento
preventivo y correctivo, 4 de coste de desecho de residuos, 4 de
seguridad, limpieza y control de calidad, 2 de combustible y agua)
o
Gastos generales: 2 euros por MWhe (tributos y seguros en partes
iguales, más terreno para la obtención de biomasa)
Subgrupo b.8: Instalaciones que utilicen como combustible principal biomasa
procedente de instalaciones industriales
Ejemplo con coste de tratamiento de las biomasas por secado y almacenamiento
incluido en el coste del combustible, con 22% de eficiencia y 10% de autoconsumo:
•
CAPEX: 2,8 millones de euros por MW
•
Insumos (al 14% de grado de humedad): 70 euros por MWh
•
OPEX: 35 euros por MWh
104/198
4.7
Biogás
RBSC propone 2 casos tipo de instalaciones que utilicen como combustible principal
el biogás procedente de vertederos o de la digestión anaerobia:
•
BGA1: Instalaciones que empleen como combustible principal el biogás
recuperado en los vertederos controlados (120 MW; 65 instalaciones).
•
BGA2: Instalaciones que empleen como combustible principal el biogás
generado en digestores empleando alguno de los siguientes residuos: residuos
biodegradables industriales, lodos de depuradora de aguas urbanas o
industriales, residuos domiciliarios o similares, residuos ganaderos, agrícolas y
otros para los cuales se aplique el proceso de digestión anaerobia, tanto
individualmente como en co-digestión (67 MW; 56 instalaciones).
Los casos tipo para esta tecnología se han definido en línea con lo establecido para el
grupo b.7 en el borrador del nuevo Real Decreto, partiendo por el tipo de combustible
principal.
Figura 74 – Biogás en España, 1998-2012 (MW y horas equivalentes)
55
MW instalados
12
Horas
equivalentes
b.7.1
Horas
equivalentes
b.7.2
5.078
3
7
5.985
4.490
7
18
6
15
5.170 5.058 5.198 5.403 5.017
9
10
6.206 6.136 6.061
6.516
3.731 4.283
2.723
1.159
896
2.077
3.289 3.119
13
19
7
5.184
4
6.079 5.843 5.938
6.003 6.240 6.290
5.976
3.417
0,2 GW
acumulados
21
3.608
5.821 horas
promedio
últimos 5
años
5.623 horas
promedio
últimos 5
años
105/198
Figura 75 – Biogás en España, 1998-2012 (Retribución EUR/MWh)
b.7.1
58,4
62,8
60,1
61,2
69,8
62,6
66,4
67,3
84,2
70,5
63,8
64,4
1998
1999
2000
2001
2002
2003
95,3
113,8 105,7
104,3
136,0 122,4 129,8 141,9
114,5 115,4 123,5 127,6
2004
2005
b.7.2
2006
90,2
2007
109,7
2008
84,2
2009
82,3
2010
90,7
2011
91,2
2012
Hay, por lo tanto, dos procesos relevantes en la generación eléctrica con biogás: el
biogás de residuos urbanos / industriales y el de residuos agrícolas / ganaderos.
La tecnología de digestión tiene un menor grado de madurez en comparación con la
combustión en biomasa, y, por lo tanto, su eficiencia es menor por la inexistencia o
carácter estacional de los clientes de calor útil ("heat sinks").
Por otro lado, el elevado contenido de humedad de los recursos limita el radio de
acción de plantas de biogás en comparación con biomasa.
Subgrupo b.7.1:
Instalaciones que empleen como combustible principal el biogás recuperado en
los vertederos controlados
El perímetro considerado en este punto solo incluye los costes de inversión y
explotación necesarios para valorar el biogás generado en el vertedero, excluyendo
los que vienen impuestos por la obligatoriedad legal de sellar, desgasificar y oxidar el
biogás para evitar emisiones atmosféricas de metano. Dichos costes de inversión
(para > 5 MW, ver Figura 76) son los siguientes:
•
Parte de la red de pozos de captación
•
Sistemas de limpieza de biogás (antes del motogenerador)
•
Costes de motogeneradores y elementos asociados
•
Infraestructura eléctrica hasta conexión a la red
Los costes totales de explotación varían típicamente entre 50-70 euros por MWh. Para
el cálculo efectivo de los estándares hemos utilizado el criterio determinado por el
IDAE, por lo que hemos considero únicamente el valor de O&M estrictamente
relacionado con la generación de electricidad.
Subgrupo b.7.2:
Instalaciones que empleen como combustible principal el biogás generado en
digestores anaerobios
Hay dos categorías de instalaciones en este subgrupo:
106/198
•
Biogás procedente de la digestión anaerobia de FORSU.
•
Biogás procedente de la digestión anaerobia de lodos y otros residuos
agroalimentarios.
Ambos son distintos en la obtención del insumo – la primera cumple un servicio
público de gestión de residuos sólidos urbanos, con costes de inversión muy variables
y la segunda categoría depende de la logística del digestato.
Para la segunda categoría, el perímetro considerado incluye los siguientes costes de
inversión y explotación (para 2 MW, ver Figura 76):
•
Aprox. 23% para permisos, licencia, gestión de proyecto, obra civil y
edificaciones
•
Aprox. 72% para equipos
•
Al cual hay que añadir aprox. 5% para el coste de punto de conexión
Los costes totales de explotación (incluyendo transporte) pueden llegar a los 40 euros
por MWh (instalaciones de 2 MW). De igual forma, para el cálculo efectivo de los
estándares hemos utilizado el criterio determinado por el IDAE, y hemos considerado
únicamente el valor de O&M estrictamente relacionado con la generación de
electricidad.
Para los subgrupos b.7.1 y b.7.2 se presenta una comparativa de los costes de
inversión de varias plantas.
Figura 76 – Biogás: CAPEX > 5 MW, 2000-2006 (EUR m / MW)
b.7.1 – desgasificacion de vertederos
1,27
"A"
1,17
Ø 1,22
"B"
b.7.2 – digestión anaerobia FORSU
3,50
3,50
"D"
"E"
1,10
"C"
107/198
4.8
RBSC propone 3 casos tipo de instalaciones que utilicen el tratamiento y reducción
de purines, lodos y otros residuos:
•
TRE1: Instalaciones de tratamiento y reducción de purines de explotaciones de
porcino de zonas excedentarias (414 MW; 33 instalaciones).
•
TRE2: Instalaciones de tratamiento y reducción de lodos (211 MW; 16
instalaciones).
•
TRE3: Instalaciones de tratamiento y reducción de otros residuos (33 MW; 3
instalaciones) – considerado en instalaciones singulares.
categoría d) en el Real Decreto 436/2004, partiendo por el tipo de instalación.
Figura 77 – Tratamiento de Residuos en España, 1998-2012
139
MW instalados
61
Horas
equivalentes
63
46
111
40
1999
0,7 GW
acumulados
74
25
4.353
6.068 5.897
5.203 4.866 5.724 5.869
4.900
63,0
70,0
72,0
65,0
61,0
2000
2001
2002
2003
2004
Retribución
EUR/M Wh
1998
67
32
0
0
0
6.306 6.487 6.706 6.842
4.015
85,0
95,0
86,0
97,0
2005
2006
2007
2008
6.071 horas
promedio
últimos 5
años
152,0
122,0 120,0 133,0
2009
2010
2011
2012
Nota: Horas y retribución a modo representativo. Para los cálculos se ha utilizado la información de cada caso tipo por año de puesta en marcha. MW instalados y retribución ajustados con IDAE.
Observaciones comunes a los dos subgrupos:
•
Aunque estos subgrupos incluyen plantas con particularidades, en general son
instalaciones de cogeneración asociadas a procesos de tratamiento de
residuos (purines y alpechín) que aprovechan el calor útil producido en la
cogeneración para el tratamiento.
Se construyeron con el objetivo de resolver problemas medioambientales del
sector agropecuario, siendo actualmente las únicas tecnologías
económicamente viables para el proceso de tratamiento.
•
Para purines y lodos, además del cumplimiento del requerimiento de eficiencia,
las instalaciones tienen un requerimiento mínimo de tratamiento de residuos
que implica un elevado número de horas de funcionamiento (por encima de
7.000). Esto implica la necesidad de contratos de combustibles predecibles y
estables a largo plazo (ej. gas natural).
108/198
Subgrupo d.1: Instalaciones de tratamiento y reducción de purines
El coste de inversión de referencia es de 1,48 millones de euros por MW, con un
rendimiento de aproximadamente 7.400 horas equivalentes, autoconsumo del 7%, y
disponibilidad del 91%. Este cálculo incluye la inversión en el proceso del tratamiento
de purines.
El coste de operación de referencia de dichas instalaciones es de aprox. 109 euros por
MWh a los que hay que añadir un coste fijo de 171 mil euros por MW y 15 mil euros de
COPEX recurrente (1% anual).
•
Alrededor del 80% del coste de operación corresponde a costes de
aprovisionamiento (el gas natural representa un 80% del citado coste)
•
El 20% restante corresponde a costes de personal, operación y mantenimiento,
seguros y otros gastos
Hemos considerado los ingresos (marginales, aprox. 1 euro por MWh) por producción
de residuos que son utilizados como fertilizantes orgánicos – sólo percibidos por
algunas plantas.
Adicionalmente al tratamiento convencional de purines (24 plantas y 303 MW), hay 5
plantas (81 MW) que incluyen un proceso de biodigestión, sumando un total de 29
plantas y 384 MW.
RBSC, con el fin de obtener resultados contrastables con los calculados por el IDAE,
realizó el cálculo de la retribución excluyendo el proceso de tratamiento de purines,
ajustando el CAPEX en c. 300 mil euros (valor estimado de los equipos de
tratamiento), y equiparando estas instalaciones a una cogeneración de igual rango y
características técnicas.
Este término de inversión medioambiental dejaría, en ese caso, de ser remunerado,
siendo eventualmente objeto de un esquema retributivo específico.
109/198
Subgrupo d.2: Instalaciones de tratamiento y reducción de lodos
Este subgrupo incluye las plantas de cogeneración basadas en el tratamiento de orujo
de aceituna, previamente incluidas en la Disposición Transitoria 2ª.
El coste de inversión de referencia es de 1,07 millones de eruos por MW, con un
rendimiento de aproximadamente 7.600 horas equivalentes, REE del 66 al 90%,
(autoconsumo del 3%). Este cálculo incluye la planta de secado del alperujo
deshuesado.
El coste de operación de referencia de dichas instalaciones es de 125 euros por MWh
a los que hay que añadir un coste fijo de 174 mil euros por MW y 23 mil euros de
COPEX recurrente (aprox. 2% anual).
•
Alrededor del 82% del coste de operación corresponde a costes de
aprovisionamiento (principalmente gas natural).
•
El 18% restante corresponde a costes de personal, operación y mantenimiento,
seguros y otros gastos.
Hay ingresos marginales por venta de calor útil (aprox. 3 euros por MWh), con una
hipótesis de descuento de vapor del 90%.
Entendemos que las consideraciones mencionadas para el subgrupo d.1 aplican de
igual forma para esta división de activos, en particular en lo que se refiere a equipos
auxiliares (ej. equipamiento de secado conectados a las cogeneraciones).
110/198
4.9
RBSC propone 3 casos tipo de instalaciones que utilicen como energía primaria
residuos con valorización energética no contemplados en los casos tipo de biomasa y
biogás:
•
CRE1: Instalaciones que utilicen como combustible principal residuos
domésticos y similares (284 MW; 13 instalaciones).
•
CRE2: Instalaciones que utilicen como combustible principal licores negros u
otros residuos no contemplados anteriormente (260 MW; 20 instalaciones).
•
CRE3: Instalaciones que utilicen como combustible principal productos de
explotaciones de calidades no comerciales para la generación de eléctrica por
su elevado contenido en azufre o cenizas, representando los residuos más del
25% de la energía primaria (50 MW; 1 instalación) – considerado en
instalaciones singulares.
categoría c) en el borrador del nuevo Real Decreto, partiendo por el tipo de
combustible principal.
Figura 78 – Combustión de Residuos en España, 1998-2012
MW instalados
145
119
75
51
11
Horas
equivalentes
Retribución
EUR/MWh
18
0
0
0
10
2
0
80
26
12
5.541 5.365
4.871 4.801 5.062
4.805 5.044 5.047 4.820 4.802 4.978 4.795 4.516
4.740
4.239
56,0
52,8
51,9
55,5
56,7
53,8
1998
1999
2000
2001
2002
2003
84,5
2004
106,3
2005
98,8
2006
78,2
2007
95,1
2008
67,9
67,5
81,7
82,3
2009
2010
2011
2012
0,5 GW
acumulados
5.102 horas
promedio
últimos 5
años
111/198
Subgrupo c.1: Instalaciones de residuos domésticos y similares
Las plantas de valorización energética de residuos urbanos (RU) tienen una función
medioambiental, marcada por el objetivo de directivas europeas de limitar su envío a
vertederos (limitación del 35% del residuo biodegradable a 2016, de la directiva
1999/31/CE ratificada por el RD 1481/2001). La Ley 22/2011 tenía como objetivo
incrementar el porcentaje de RU reciclados del 33% en 2011 hasta el 50% en 2020.
Actualmente, las plantas incineradoras gestionan un 9% de los residuos, aprox. 2,5
millones de toneladas al año.
Las instalaciones de este tipo son muy heterogéneas. Existe una sola planta que
supone el 23% del total de la potencia instalada y que además es la única de horno de
lecho fluido, y otras de menor tamaño que suelen ser hornos de parrilla. Todas ellas
tienen fuerte dependencia de los procesos de preparación previa del residuo urbano,
reciclaje y compostaje.
La mayoría de las instalaciones tienen más de 15 años de funcionamiento y se
construyeron como solución a necesidades de las administraciones públicas
regionales y locales. Además, muchas de ellas han realizado modificaciones
sustanciales y han alargado la percepción de incentivos.
El perímetro considerado en nuestro análisis es el proceso de incineración y
generación de electricidad, y hemos excluido explícitamente los procesos de
tratamiento posterior (de escorias y materiales residuales).
En general, todas estas instalaciones de combustión de residuos requieren un régimen
de horas elevado (por encima de 7.000) para su funcionamiento a niveles
económicamente eficientes, y contratos de combustibles predecibles y estables a largo
plazo.
Además de los ingresos por venta de electricidad, las plantas de valorización de
residuos urbanos tienen un ingreso en concepto de canon por recogida y tratamiento,
el cual puede o no cubrir los costes en cuestión. Esta división entre ingresos de
generación por venta de energía y cánones (medioambientales) de tratamiento de
residuos no se efectúa necesariamente respetando el perímetro mencionado.
Según el mercado, la tarifa eléctrica cubre parte del déficit de cánones de tratamiento.
Esto se refleja en la dispersión del peso en los ingresos de los respectivos cánones,
variando desde el 14% hasta el 64%. En términos absolutos, los valores varían desde
aprox. 25 hasta los 80 euros por tonelada (con un promedio de 60 euros).
En relación a los costes de operación, existe variabilidad entre instalaciones. Esta
dispersión es claramente visible en la media ponderada de los costes operativos
unitarios:
•
Aprovisionamiento: 26 euros por MWhe
variando del x0,3 hasta x2,4
•
Personal: 22 euros por MWhe
•
Otros costes: 106 euros por MWhe
El cálculo de Rinv y Ro para el subgrupo c es particularmente difícil, teniendo en
cuenta la edad media de las instalaciones en cuestión, la distinta casuística de
inversiones con o sin modificaciones substanciales / horas de funcionamiento y
discusión del perímetro relevante para el nuevo sistema de remuneración,
Para calcular la retribución a estas instalaciones, hemos utilizado el criterio del IDAE
de considerar el valor de inversión efectivo y costes de operación más bajos.
112/198
Subgrupo c.2: Instalaciones de licores negros
La cogeneración con licor negro es una actividad específica de fabricantes de pasta,
papel y cartón, a partir del proceso de transformación de la madera en pasta de
celulosa y lignina.
El proceso consiste básicamente en descortezar y astillar la madera (la corteza se
valoriza posteriormente como biomasa), siendo la lignina transformada vía cocción
(digestor) en licor negro de alta concentración, lo cual es el insumo principal para el
proceso de cogeneración.
El proceso de cogeneración propiamente dicho – parte integrante del proceso
productivo del fabricante – consiste en generar vapor en una caldera, que
posteriormente alimentará una turbina de cogeneración que genera electricidad y
vapor retroalimentado a la fábrica. El proceso de cogeneración también permite
recuperar químicos en la producción de licor, los cuales son valorizados en un proceso
de venta interno a dicha fábrica.
El coste de inversión de referencia de una de las plantas más eficientes de España
(REE de 40%-43%, de aprox. 6.750 horas equivalentes, autoconsumo 11%, y factor de
utilización del 87%) incluyendo turbina, caldera y elementos auxiliares es de
aproximadamente 2,1 millones de euros por MW.
Este valor es más elevado que el de cogeneración pura por la incorporación de
elementos de tratamiento (turbina de contrapresión, desgasificador), pero se beneficia
de economías de escala en la compra de equipos y compra conjunta de materiales.
Sin estos ajustes, el valor efectivo de inversión sería de hasta aproximadamente 3
millones de euros por MW (para otra planta de referencia de 20 MW).
El coste de inversión se compone de:
•
Caldera de recuperación (69% de la inversión)
•
Turbina (16% de la inversión)
•
Interconexión y distribución eléctrica (7% de la inversión)
•
Planta de tratamiento de agua (8% de la inversión)
El coste de operación de dichas instalaciones varía entre 32 y 37 euros por MWh
(aprox. 24% de combustible, 30% de operación y mantenimiento y 46% de personal).
Si al coste total del licor negro se deduce el ingreso por venta de vapor (a precio de
mercado, generado a gas natural) y el ingreso derivado de químicos recuperados, el
coste neto de operación varía entre 89 y 97 euros por MWh.
Para calcular la retribución a estas instalaciones, hemos utilizado el criterio del IDAE
de exclusión del coste de licor negro como insumo.
113/198
4.10 Instalaciones singulares
Durante el cálculo de los estándares hemos encontrado instalaciones que, por sus
características (tamaño, tecnología o combustible), resultan ser únicas dentro del
régimen especial español. En este apartado, se describen dichas características
además de sus costes de inversión y operación con el fin de que tengan la opción de
constituir su propio estándar o bien acogerse a un estándar ya definido.
4.10.1 Solar Termoeléctrica
Para la tecnología solar termoeléctrica se han identificado 4 centrales singulares:
Central de torre con almacenamiento en sales fundidas, central de torre con
almacenamiento en vapor saturado, central de fresnel y central cilindro parabólica
hibridada.
Figura 79 – Costes de centrales solares termoeléctricas singulares
CAPEX (EUR m/MW)
OPEX (kEUR/MW)
455
11,50
445
7,44
5,43
5,77
191
1161)
Torre con
almacenamiento sales
fundidas
Torre con
almacenamiento vapor
saturado
Fresnel
CCP hibridada
Torre con
almacenamiento sales
fundidas
Torre con
almacenamiento vapor
saturado
Fresnel
CCP hibridada
1) No incluye gas
Fuente: Registro Mercantil; Entrevistas con el sector; Roland Berger Strategy Consultants
Central de torre con almacenamiento de sales fundidas: existe una sola central de
20 MW de torre con almacenamiento de 15 horas en sales fundidas y campo de
heliostatos y se considera que el coste de inversión estándar (sin gastos financieros ni
subvenciones) para una planta de este tipo es de 11,50 millones de euros por MW
instalado. Este coste incluye los conceptos de terrenos, ingeniería, infraestructuras
(civil, eléctrica y gas), gasoil, energía, gas y otros.
El coste de operar una planta de este tipo es de 455 mil euros por MW e incluye
alquileres, seguros, vigilancia, regasificadora, gas natural, agua, electricidad, IBI,
gastos de gestión y otros.
Central de torre con almacenamiento de vapor saturado: existen dos centrales de
torre con almacenamiento en vapor saturado. Ambas tienen una hora de
almacenamiento pero son de distinta capacidad instalada. En la elaboración de un
estándar para este tipo de centrales utilizaríamos los datos de la central de 20 MW y
como resultado obtendríamos un coste de inversión de 5,43 millones de euros por MW
y un coste de operación de 116 mil euros por MW.
114/198
El coste de operación incluye aprovisionamientos, operación y mantenimiento,
servicios externos, seguros, transporte, electricidad, gastos de gestión y otros.
Central de fresnel: de la misma forma que con el tipo anterior, existen dos centrales
solares termoeléctricas de fresnel, si bien una de ellas es un prototipo que se viene
utilizando más con fines de I+D aunque vierte energía a la red y tiene derecho a
retribución. Por lo tanto, la central tipo dentro de este caso singular sería una central
de 30 MW con generación directa de vapor (no utiliza aceite térmico).
El coste de inversión sería de 5,77 millones de euros por MW desglosado en
conceptos de EPC, intercalados, desarrollo, tasas y otros. Los costes de explotación,
operación y mantenimiento en este caso, ascienden a 191 mil euros por MW
excluyendo el coste financiero.
Central cilindro-parabólica hibridada: la central cilindro-parabólica hibridada es
única en el mundo, combina tecnología termoeléctrica con biomasa y tiene una
potencia de 23 MW. El coste de inversión de este tipo de central singular es de 7,44
millones de euros por MW y el coste de operarla supone 455 mil euros por MW.
El coste de inversión incluye la compra de terrenos, estudios, licencias y tasas,
infraestructuras, EPC, intercalados, gastos de administración y otros. En cuanto al
coste de operación, este último incluye biomasa, operación y mantenimiento, tasas,
gas natural, suministros, seguros, alquileres y otros.
115/198
4.10.2 Biomasa y Biogás
Instalaciones:
•
… a partir de biomasa forestal con tecnología de gasificación: previamente
recogida bajo el subgrupo a.1.3 del RD 661/2007, tiene inversiones
significativamente superiores (hasta un 60% CAPEX) a sus homólogos de
tecnología de combustión.
•
… con biogás: previamente recogida bajo el subgrupo a.1.3. del RD 601/2007,
tiene inversiones significativamente superiores (hasta un 30% CAPEX) a sus
homólogos de biogás sin cogeneración.
4.10.3 Tratamiento de Residuos
•
Subgrupo d.3: Instalaciones de tratamiento y reducción de otros residuos,
distintos de los enumerados en los dos grupos anteriores.
•
Con pocas instalaciones: d.3. P ≤ 50 (3 instalaciones, 33 MW)
•
DT10, utilización de orujillo como biomasa (31 MW, 3 plantas)
4.10.4 Combustión de Residuos
•
Subgrupo c.3 – solo 1 instalación, 50 MW: Instalaciones que a la entrada en
vigor del nuevo Real Decreto estuvieran acogidas al grupo c.4 del RD
661/2007, utilizando como combustible productos de explotaciones mineras de
calidades no comerciales para la generación eléctrica por su elevado contenido
en azufre o cenizas, representando los residuos más del 25% de la energía
primaria.
116/198
4.10.5 Cogeneración
Sin instalaciones:
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
a.1.2. – Gasóleo: 25 < P ≤ 50
a.1.2. – Gasóleo: 50 < P ≤ 100
a.1.2. – Fuelóleo: 50 < P ≤ 100
a.1.4. – Carbón: P ≤ 10
a.1.4. – Carbón: 10 < P ≤ 25
a.1.4. – Carbón: 50 < P ≤ 100
a.1.4. – Gas de refinería: P ≤ 10
a.1.4. – Gas de refinería: 10 < P ≤ 25
a.2. – Energías residuales: 25 < P ≤ 50
a.2. – Energías residuales: 50 < P ≤ 100
Con pocas instalaciones / MW:
•
•
•
•
•
•
•
•
a.1.2. – Gasóleo: P ≤ 0,5
a.1.2. – Gasóleo: 10 < P ≤ 25
a.1.2. – Fuelóleo: P ≤ 0,5
a.1.2. – Fuelóleo: 0,5 < P ≤ 1 MW
a.1.2. – Fuelóleo: 25 < P ≤ 50
a.1.4. – Carbón: 25 < P ≤ 50
a.1.4. – Gas de refinería: 50 < P ≤ 100
a.2. – Energías residuales: P ≤ 10
(6 instalaciones, 2 MW)
(1 instalación, 24 MW)
117/198
ANEXOS
I.
Índice de figuras y tablas
Figura 1 – Instalaciones que pueden acogerse al régimen especial (RD 436/2004) ................. 35
Figura 2 – Precio mercado diario de electricidad en España, 2000-2020 (EUR/MWh).............. 37
Figura 3 – Precio del barril de Brent, 2000-2020 (USD/bbl) ....................................................... 38
Figura 4 – Precio medio anual del gas natural en España, 2000-2020 (EUR/MWh) ................. 39
Figura 5 – Precio del carbón, 2010-2020 (EUR/t) ....................................................................... 39
Figura 6 – Precio de los derechos de emisión de CO2, 2008-2020(EUR/t) ................................ 40
Figura 7 – Evolución del precio medio de la biomasa, 2000-2020 (EUR/ton) ............................ 41
Figura 8 – Evolución histórica de los índices de precios IPC e IPRI, 2000-2012 (%) ................ 42
Figura 9 – Régimen Especial: número instalaciones y capacidad instalada, 2012 (MW) .......... 43
Figura 10 – Capacidad instalada en régimen especial y legislación, 1998-2012 (GW) ............. 44
Figura 11 – Producción en régimen especial y legislación, 1998-2012 (TWh)........................... 44
Figura 12 – Producción por opción de venta y legislación, 1998-2012 (TWh) ........................... 45
Figura 13 – Modelo RBSC: estimación de la retribución a futuro del régimen especial ............. 47
Figura 14 – Régimen Especial, 2012 y 2013 (enero-julio) .......................................................... 53
1)
Figura 15 – Tecnologías de generación régimen especial, 2012 ............................................. 56
Figura 16 – Eólica en España, 1998-2012 .................................................................................. 57
Figura 17 – Eólica: capacidad unitaria por aerogenerador, 1997-2012 (MW) ............................ 58
Figura 18 – Eólica: evolución tecnológica hacia el mejor aprovechamiento del recurso............ 59
Figura 19 – Eólica: CAPEX, 1994-2012 (EUR m/MW) ............................................................... 59
Figura 20 – Eólica: evolución de las principales materias primas, 1990-2012 (USD/t) .............. 60
Figura 21 – Eólica: desglose de CAPEX, 2000, 2005 y 2010 (EUR m/MW) .............................. 61
Figura 22 – Eólica: OPEX, ≤1998-2012 (kEUR/MW) .................................................................. 62
Figura 23 – Eólica: desglose de OPEX, 2007 y 2012 (kEUR/MW; %) ....................................... 62
Figura 24 – Eólica: OPEX por año de puesta en marcha, ≤1998-2013 (EUR/MWh) ................. 63
Figura 25 – Eólica: OPEX por año de puesta en marcha, 1998-2013 (EUR/MWh) ................... 63
Figura 26 – Producción eólica por opción de venta, 1998-2012 (GWh) ..................................... 64
Figura 27 – Eólica: Horas de funcionamiento por año de puesta en marcha, 1995-2013.......... 65
Figura 28 – Eólica: Retribución por año de puesta en marcha, 1994-2013 (EUR/MWh) ........... 66
Figura 29 – Cogeneración: casos tipo propuestos...................................................................... 68
Figura 30 – Cogeneración: instalaciones y MW por casos tipo, noviembre 2013 ...................... 68
Figura 31 – Cogeneración en España, 1998-2012 ..................................................................... 69
Figura 32 – Cogeneración: distribución de la potencia instalada del parque ............................. 70
Figura 33 – Cogeneración: comparativa de horas ...................................................................... 75
Figura 34 – Cogeneración: comparativa de rendimientos .......................................................... 76
Figura 35 – Cogeneración: parámetros del subgrupo a.1.1 ....................................................... 77
Figura 36 – Cogeneración: parámetros del subgrupo a.1.2 – combustibles líquidos ................. 77
118/198
Figura 37 – Solar Fotovoltaica: casos tipo propuestos ............................................................... 80
Figura 38 – Solar Fotovoltaica en España, 1998-2012 ............................................................... 80
Figura 39 – Solar Fotovoltaica: instalaciones y MW por casos tipo ............................................ 81
Figura 40 – FV: CAPEX 2008 y 2012 (EUR m/MWp) ................................................................. 81
Figura 41 – Correlación coste de paneles solares y CAPEX, 2000-2010 (EUR m/MWp) .......... 82
Figura 42 – FV: desglose de CAPEX para 5 kW-100 kW, (EUR m/MW) ................................... 82
Figura 43 – FV: OPEX 2008 y 2012 (kEUR/MWp) ..................................................................... 83
Figura 44 – FV: desglose de OPEX (kEUR/MWp) ...................................................................... 84
Figura 45 – FV: CAPEX 1994-2012 (EUR m/MWp).................................................................... 85
Figura 46 – FV: OPEX 1994-2012 (kEUR/MWp) ........................................................................ 86
Figura 47 – Solar Termoeléctrica: casos tipo propuestos ........................................................... 87
Figura 48 – Solar Termoeléctrica: instalaciones y MW por casos tipo, 2012 ............................. 87
Figura 49 – Solar Termoeléctrica en España, 1998-2012 .......................................................... 88
2
Figura 50 – CCP sin almacenamiento: campo solar, 2009-2013 (miles m ) .............................. 88
2
Figura 51 – CCP con almacenamiento: campo solar, 2009-2013 (miles m ) ............................. 89
Figura 52 – CCP sin almacenamiento: CAPEX, 2009-2013 (EUR m/MW) ................................ 89
Figura 53 – CCP sin almacenamiento: desglose de CAPEX, 2012 (EUR m/MW) ..................... 90
Figura 54 – CCP con almacenamiento: CAPEX, 2008-2013 (EUR m/MW) ............................... 90
Figura 55 – CCP con almacenamiento: desglose de CAPEX, 2012 (EUR m/MW) .................... 91
Figura 56 – CCP sin almacenamiento: OPEX, 2008-2013 (kEUR/MW) ..................................... 92
Figura 57 – CCP sin almacenamiento: desglose de OPEX (kEUR/MW).................................... 92
Figura 58 – CCP con almacenamiento: OPEX, 2008-2013 (kEUR/MW) ................................... 93
Figura 59 – CCP con almacenamiento: desglose de OPEX (kEUR/MW) .................................. 93
Figura 60 – Hidroeléctrica: casos tipo propuestos ...................................................................... 95
Figura 61 – Hidroeléctrica: instalaciones y MW por casos tipo, 2012 ........................................ 95
Figura 62 – Hidroeléctrica en España, 1998-2012 (MW y horas equivalentes) ......................... 95
Figura 63 – Hidroeléctrica en España, 1998-2012 (Retribución EUR/MWh) .............................. 96
Figura 64 – Hidroeléctrica b.4.1: CAPEX, 1988-2012 (EUR m/MW) .......................................... 97
Figura 65 – Hidroeléctrica b.4.2: CAPEX, 1988-2012 (EUR m/MW) .......................................... 97
Figura 66 – Hidroeléctrica b.5: CAPEX, 1988-2012 (EUR m/MW) ............................................. 98
Figura 67 – Hidroeléctrica: desglose CAPEX, 2012 (EUR m/MW) ............................................. 98
Figura 68 – Hidroeléctrica b.4.1: OPEX, 1988-2012 (kEUR/MW) .............................................. 99
Figura 69 – Hidroeléctrica b.4.2: OPEX, 1988-2012 (kEUR/MW) .............................................. 99
Figura 70 – Hidroeléctrica b.5: OPEX, 1988-2012 (kEUR/MW) ............................................... 100
Figura 71 – Hidroeléctrica: desglose OPEX (kEUR/MW) ......................................................... 100
Figura 72 – Biomasa en España, 1998-2012 (MW y horas equivalentes) ............................... 102
Figura 73 – Biomasa en España, 1998-2012 (Retribución EUR/MWh) .................................... 103
Figura 74 – Biogás en España, 1998-2012 (MW y horas equivalentes)................................... 105
Figura 75 – Biogás en España, 1998-2012 (Retribución EUR/MWh) ....................................... 106
119/198
Figura 76 – Biogás: CAPEX > 5 MW, 2000-2006 (EUR m / MW) ............................................ 107
Figura 77 – Tratamiento de Residuos en España, 1998-2012 ................................................. 108
Figura 78 – Combustión de Residuos en España, 1998-2012 ................................................. 111
Figura 79 – Costes de centrales solares termoeléctricas singulares........................................ 114
Figura 80 – Resumen de estándares: años de vida regulatoria considerados ......................... 122
120/198
II. Glosario y definiciones
BoP
Balance of Plant
CAPEX
CAPital EXpenditures
CNE
Comisión Nacional de la Energía
COPEX
CAPEX considerado como gasto operacional (OPEX)
CHP
Combined Heat and Power, sinónimo de Cogeneración
EBITDA
Earnings Before Interest, Taxes, Depreciation, and Amortization
(Beneficio bruto de explotación antes de gastos financieros)
EPC
Engineering, Procurement and Construction
ESCOs
Energy Service Companies
ESEs
Empresas de Servicios Energéticos
INE
Instituto Nacional de Estadística
IPC
Índice de Precios de Consumo
IPRI
Índice de Precios Industriales
MINETUR
Ministerio de Industria, Energía y Turismo
MWp
MW pico (especifico de tecnologias solares)
O&M
Operation & Maintenance
OPEX
OPerational EXpenditure
REE
Rendimiento Eléctrico Equivalente
Rinv
Ro
RSU
Residuos Sólidos Urbanos
TIR
Tasas internas de retorno (de proyecto)
121/198
III. Resumen de casos tipo – cálculo Rinv y Ro
En las tablas a continuación, se resumen los principales resultados por año de puesta
en marcha y año de explotación para cada una de las tecnologías, incluyendo el
número de horas de funcionamiento, CAPEX, OPEX, Rinv y Ro para alcanzar la TIR
esperada del 7,398%.
Los estándares se han creado en base al borrador del nuevo Real Decreto, dividiendo
cada tecnología en el número de estándares que mejor defina el parque actual y
diferenciando, cuando fuese necesario, por combustible o rangos de potencia.
Para cada tecnología se han considerado distintos años de vida regulatoria. Como
ilustra la tabla a continuación, dependiendo de la tecnología, se han considerado entre
20 y 25 años de vida regulatoria desde el primer año de puesta en marcha.
Figura 80 – Resumen de estándares: años de vida regulatoria considerados
Tecnología
Años
Eólica
20
Cogeneración
20
Solar Fotovoltaica
30
25
Hidroeléctrica
25
Biomasa y Biogás
25
20
25
122/198
Tabla 1 – Eólica (b.2.1) ............................................................................................................. 125
Tabla 2 – Cogeneración: a.1.1. – 0,5 < P ≤ 1 MW (turbinas).................................................... 126
Tabla 3 – Cogeneración: a.1.1. – 1 < P ≤ 10 MW (turbinas)..................................................... 127
Tabla 4 – Cogeneración: a.1.1. – 10 < P ≤ 25 MW (turbinas)................................................... 128
Tabla 5 – Cogeneración: a.1.1. – 25 < P ≤ 50 MW (turbinas)................................................... 129
Tabla 6 – Cogeneración: a.1.1. – P > 50 MW (turbinas)........................................................... 130
Tabla 7 – Cogeneración: a.1.1. – P ≤ 5 kW (motores) .............................................................. 131
Tabla 8 – Cogeneración: a.1.1. – 0,5 < P ≤ 1 MW (motores) ................................................... 132
Tabla 9 – Cogeneración: a.1.1. – 1 < P ≤ 10 MW (motores) .................................................... 133
Tabla 10 – Cogeneración: a.1.1. – 10 < P ≤ 25 MW (motores) ................................................ 134
Tabla 11 – Cogeneración: a.1.1. – 25 < P ≤ 50 MW (motores) ................................................ 135
Tabla 12 – Cogeneración Gasóleo: a.1.2. – 0,5 < P ≤ 1 MW ................................................... 136
Tabla 13 – Cogeneración Gasóleo: a.1.2. – 1 < P ≤ 10 MW .................................................... 137
Tabla 14 – Cogeneración Fuelóleo: a.1.2. – 1 < P ≤ 10 MW .................................................... 138
Tabla 15 – Cogeneración Fuelóleo: a.1.2. – 10 < P ≤ 25 MW .................................................. 139
Tabla 16 – Solar fotovoltaica: P ≤ 5 kW, fija (b.1.1) .................................................................. 140
Tabla 17 – Solar fotovoltaica: P ≤ 5 kW, seguimiento 1 eje (b.1.1) .......................................... 141
Tabla 18 – Solar fotovoltaica: P ≤ 5 kW, seguimiento 2 ejes (b.1.1) ........................................ 142
Tabla 19 – Solar fotovoltaica: 5 kW < P ≤ 100 kW, fija (b.1.1).................................................. 143
Tabla 20 – Solar fotovoltaica: 5 kW < P ≤ 100 kW, seguimiento 1 eje (b.1.1) .......................... 144
Tabla 21 – Solar fotovoltaica: 5 kW < P ≤ 100 kW, seguimiento 2 ejes (b.1.1) ........................ 145
Tabla 22 – Solar fotovoltaica: 100 kW < P ≤ 2 MW, fija (b.1.1) ................................................ 146
Tabla 23 – Solar fotovoltaica: 100 kW < P ≤ 2 MW, seguimiento 1 eje (b.1.1)......................... 147
Tabla 24 – Solar fotovoltaica: 100 kW < P ≤ 2 MW, seguimiento 2 ejes (b.1.1) ....................... 148
Tabla 25 – Solar fotovoltaica: 2 MW < P ≤ 10 MW, fija (b.1.1) ................................................. 149
Tabla 26 – Solar fotovoltaica: 2 MW < P ≤ 10 MW, seguimiento 1 eje (b.1.1) ......................... 150
Tabla 27 – Solar fotovoltaica: 2 MW < P ≤ 10 MW, seguimiento 2 ejes (b.1.1)........................ 151
Tabla 28 – Solar fotovoltaica: 100 kW < P ≤ 2 MW en agrupación, fija (b.1.1) ........................ 152
Tabla 29 – Solar fotovoltaica: 100 kW < P ≤ 2 MW en agrupación, seguimiento 1 eje (b.1.1). 153
Tabla 30 – Solar fotovoltaica: 100 kW < P ≤ 2 MW en agrupación, seguimiento 2 ejes (b.1.1) 154
Tabla 31 – Solar fotovoltaica: 2 MW < P ≤ 10 MW en agrupación, fija (b.1.1) ......................... 155
Tabla 32 – Solar fotovoltaica: 2 MW < P ≤ 10 MW en agrupación, seguimiento 1 eje (b.1.1) . 156
Tabla 33 – Solar fotovoltaica: 2 MW < P ≤ 10 MW en agrupación, seguimiento 2 ejes (b.1.1) 157
Tabla 34 – Solar fotovoltaica: P > 10 MW en agrupación, fija (b.1.1) ....................................... 158
Tabla 35 – Solar fotovoltaica: P > 10 MW en agrupación, seguimiento 1 eje (b.1.1) ............... 159
Tabla 36 – Solar fotovoltaica: P > 10 MW en agrupación, seguimiento 2 ejes (b.1.1) ............. 160
Tabla 37 – Solar fotovoltaica: P ≤ 20 kW, fija (I.1) .................................................................... 161
Tabla 38 – Solar fotovoltaica: 20 kW < P ≤ 1 MW, fija (I.2) ...................................................... 162
Tabla 39 – Solar fotovoltaica: 1 MW < P ≤ 2 MW, fija (I.2) ....................................................... 163
123/198
Tabla 40 – Solar fotovoltaica: P ≤ 10 MW, fija (II) ..................................................................... 164
Tabla 41 – Solar fotovoltaica: P ≤ 10 MW, seguimiento 1 eje (II) ............................................. 165
Tabla 42 – Solar fotovoltaica: P ≤ 10 MW, seguimiento 2 ejes (II) ........................................... 166
Tabla 43 – Solar termoeléctrica: CCP sin almacenamiento ..................................................... 167
Tabla 44 – Solar termoeléctrica: CCP con almacenamiento .................................................... 168
Tabla 45 – Hidroeléctrica: P ≤ 10 MW fluyente (b.4.1) ............................................................. 169
Tabla 46 – Hidroeléctrica: P ≤ 10 MW pie de presa (b.4.2) ...................................................... 170
Tabla 47 – Hidroeléctrica: 10 < P ≤ 50 MW (b.5) ...................................................................... 171
Tabla 48 – Biomasa: biomasa agro-forestal (b.6) ..................................................................... 172
Tabla 49 – Biomasa: de origen industrial (b.8) ......................................................................... 173
Tabla 50 – Biogás: recuperado en los vertederos controlados (b.7.1) ..................................... 174
Tabla 51 – Biogás: generado en digestores anaerobios (b.7.2) ............................................... 175
Tabla 52 – Tratamiento de purines (d.1) ................................................................................... 176
Tabla 53 – Tratamiento y reducción de lodos (de aceite d.2) ................................................... 177
Tabla 54 – Instalaciones de residuos domésticos (RSU) y similares (c.1) ............................... 178
Tabla 55 – Instalaciones de residuos industriales, gas residual (c.2)....................................... 179
124/198
Eólica
EUR/MWh
Ro
CAPEX
Capacidad
Horas de funcionamiento en 2014
EOL1
22.693
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2014
2015
2016
2017
Año de explotación ----------------->
Año de puesta en marcha ---->
1998 1999 2000 2001
0,98
0,97
0,96
0,96
EUR/MW
886
800
610 1.212
MW
horas 2.548 2.495 2.229 2.284
Estándar:
MW instalados:
Tabla 1 – Eólica (b.2.1)
A.
2018
2002
0,96
1.558
2.161
2019
2003
0,99
1.258
2.176
2020
2004
1,05
2.208
2.102
2021
2005
1,15
1.562
2.209
2006
1,27
1.802
2.216
2007
1,36
2.640
2.054
2009
1,50
2.538
2.000
000 EUR /MW
R inv
2008
1,43
1.786
2.062
125/198
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2010
1,49
845
2.079
2012
1,37
1.567
2.373
2013
1,37
57
2.373
2.307
2.307
26
58
93
114
126
118
88
86
77
2014
26
58
93
114
126
118
88
86
77
75
2015
26
58
93
114
126
118
88
86
77
75
69
2016
11
43
79
100
113
104
72
70
61
61
62
62
2017
11
43
79
100
113
104
72
70
61
61
62
62
54
2018
2015
1,37
2014
1,37
2011
1,40
1.363
2.373
11
43
79
100
113
104
72
70
61
61
62
62
54
45
2019
2.307
2016
1,37
15
53
75
88
78
43
41
32
33
33
33
35
36
36
2020
2.307
2017
1,37
15
53
75
88
78
43
41
32
33
33
33
35
36
36
34
2021
2.307
2018
1,37
2.307
2019
1,37
2.307
2020
1,37
Gas natural – turbinas (a.1.1)
Cogeneración
EUR/MWh
Ro
CAPEX
Capacidad
COG2
1
Gas Natural
0,5 < P ≤ 1
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2002
1,59
0
5.390
2003
1,59
0
5.390
2004
1,61
0
5.390
2005
1,65
0
5.390
67
63
63
67
67
67
66
66
66
66
65
65
65
65
65
64
64
64
64
64
64
64
64
64
64
64
64
64
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021
70
69
65
69
68
70
69
65
69
68
67
70
69
65
69
68
67
66
70
69
65
69
68
67
66
67
70
69
65
69
68
67
66
67
70
69
65
69
68
67
66
67
70
69
65
69
68
67
66
67
70
69
65
69
68
67
66
67
70
69
65
69
68
67
66
67
70
69
65
69
68
67
66
67
70
69
65
69
68
67
66
67
70
69
65
69
68
67
66
67
70
69
65
69
68
67
66
67
70
69
65
69
68
67
66
67
70
69
65
69
68
67
66
67
1998 1999 2000 2001
1,59
1,59
1,57
1,58
EUR/MW
0
0
0
0
MW
horas 5.390 5.390 5.390 5.390
Re
Rt
SSAA horas brutas
28%
47%
2% 5.390
Estándar:
MW instalados:
Combustible
Rango potencia
Tabla 2 – Cogeneración: a.1.1. – 0,5 < P ≤ 1 MW (turbinas)
B.1
B.
2006
1,73
0
5.390
2007
1,84
0
5.390
2009
1,84
0
5.390
000 EUR /MW
R inv
2008
1,88
0
5.390
126/198
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2010
1,83
0
5.390
2012
1,90
0
5.390
2013
1,90
0
5.390
2015
1,90
5.390
2014
1,90
5.390
5.390
2016
1,90
5.390
2017
1,90
5.390
2018
1,90
185
185
185
185
185
185
185
185
185
185
185
185
185
185
185
185
185
185
185
185
185
185
185
185
185
185
185
185
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021
173
173
173
173
173
371
371
371
371
371
371
182
182
182
182
182
182
182
292
292
292
292
292
292
292
292
597
597
597
597
597
597
597
597
513
513
513
513
513
513
513
513
545
545
545
545
545
545
545
545
370
370
370
370
370
370
370
370
285
285
285
285
285
285
285
285
213
213
213
213
213
213
213
213
128
128
128
128
128
128
128
128
161
161
161
161
161
161
161
161
160
160
160
160
160
160
160
160
186
186
186
186
186
186
186
186
203
203
203
203
203
203
203
203
2011
1,86
0
5.390
5.390
2019
1,90
5.390
2020
1,90
EUR/MWh
Ro
CAPEX
Capacidad
COG3
496
Gas Natural
1 < P ≤ 10
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2002
0,84
20
6.125
2003
0,83
13
6.125
2004
0,85
12
6.125
2005
0,87
25
6.125
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021
30
29
26
26
24
30
29
26
26
24
22
30
29
26
26
24
22
20
30
29
26
26
24
22
20
20
30
29
26
26
24
22
20
20
30
29
26
26
24
22
20
20
30
29
26
26
24
22
20
20
30
29
26
26
24
22
20
20
30
29
26
26
24
22
20
20
30
29
26
26
24
22
20
20
30
29
26
26
24
22
20
20
30
29
26
26
24
22
20
20
30
29
26
26
24
22
20
20
30
29
26
26
24
22
20
20
30
29
26
26
24
22
20
20
28
27
24
24
22
20
18
18
27
24
24
22
20
18
18
24
24
22
20
18
18
24
22
20
18
18
22
20
18
18
20
18
18
18
18
18
1998 1999 2000 2001
0,84
0,84
0,83
0,83
EUR/MW
44
62
42
22
MW
horas 6.125 6.125 6.125 6.125
Re
Rt
SSAA horas brutas
30%
50%
2% 6.125
Estándar:
MW instalados:
Combustible
Rango potencia
Tabla 3 – Cogeneración: a.1.1. – 1 < P ≤ 10 MW (turbinas)
2006
0,91
28
6.125
2007
0,97
21
6.125
2009
0,97
18
6.125
000 EUR /MW
R inv
2008
0,99
25
6.125
127/198
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2010
0,96
29
6.125
2012
1,00
15
6.125
2013
1,00
1
6.125
6.125
6.125
15
48
22
23
72
43
64
107
97
97
22
23
72
43
64
107
97
2015
15
48
2014
22
23
72
43
64
107
97
97
97
15
48
2016
22
23
72
43
64
107
97
97
97
97
15
48
2017
22
23
72
43
64
107
97
97
97
97
97
15
48
2018
2015
1,00
2014
1,00
2011
0,98
22
6.125
22
23
72
43
64
107
97
97
97
97
97
97
15
48
2019
6.125
2016
1,00
22
23
72
43
64
107
97
97
97
97
97
97
97
15
48
2020
6.125
2017
1,00
22
23
72
43
64
107
97
97
97
97
97
97
97
97
15
48
2021
6.125
2018
1,00
6.125
2019
1,00
6.125
2020
1,00
EUR/MWh
Ro
CAPEX
Capacidad
COG4
596
Gas Natural
10 < P ≤ 25
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2002
0,92
77
6.223
2003
0,92
10
6.223
2004
0,93
0
6.223
2005
0,96
18
6.223
36
36
36
36
36
36
36
35
35
37
37
37
37
37
37
37
35
33
33
33
33
33
31
31
31
33
33
34
34
34
34
34
32
32
32
32
34
34
32
32
32
32
32
30
30
30
30
30
32
32
30
30
30
30
30
28
28
28
28
28
28
30
30
27
27
27
27
27
25
25
25
25
25
25
25
27
27
27
27
27
27
27
25
25
25
25
25
25
25
25
27
27
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021
37
36
33
34
32
37
36
33
34
32
30
37
36
33
34
32
30
27
37
36
33
34
32
30
27
27
37
36
33
34
32
30
27
27
37
36
33
34
32
30
27
27
1998 1999 2000 2001
0,92
0,92
0,91
0,92
EUR/MW
75
61
34
37
MW
horas 6.223 6.223 6.223 6.223
Re
Rt
SSAA horas brutas
34%
46%
3% 6.223
Estándar:
MW instalados:
Combustible
Rango potencia
2006
1,00
12
6.223
2007
1,07
0
6.223
2009
1,07
51
6.223
000 EUR /MW
R inv
2008
1,09
21
6.223
128/198
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2010
1,06
7
6.223
2012
1,10
10
6.223
2013
1,10
12
6.223
6.223
6.223
43
84
106
97
118
107
111
1
15
2014
43
84
106
97
118
107
107
111
1
15
2015
43
84
106
97
118
107
107
107
111
1
15
2016
43
84
106
97
118
107
107
107
107
111
1
15
2017
43
84
106
97
118
107
107
107
107
107
111
1
15
2018
2015
1,10
2014
1,10
2011
1,08
34
6.223
43
84
106
97
118
107
107
107
107
107
107
111
1
15
2019
6.223
2016
1,10
43
84
106
97
118
107
107
107
107
107
107
107
111
1
15
2020
6.223
2017
1,10
43
84
106
97
118
107
107
107
107
107
107
107
107
111
1
2021
6.223
2018
1,10
6.223
2019
1,10
6.223
2020
1,10
EUR/MWh
Ro
CAPEX
Capacidad
COG5
1.026
Gas Natural
25 < P ≤ 50
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2002
0,92
33
7.007
2003
0,92
22
7.007
30
30
30
30
28
28
33
33
33
33
32
34
34
34
34
30
33
34
30
30
30
30
30
33
33
33
33
33
34
34
34
34
34
29
29
29
31
31
31
31
31
31
31
31
31
31
27
27
27
27
29
29
29
29
29
29
29
29
29
29
25
25
25
25
25
27
27
27
27
27
27
27
27
27
27
2014 2015 2016 2017 2018 2019
34
33
30
31
29
1998 1999 2000 2001
0,92
0,92
0,91
0,92
EUR/MW
34
0
139
168
MW
horas 7.007 7.007 7.007 7.007
Re
Rt
SSAA horas brutas
39%
38%
3% 7.007
Estándar:
MW instalados:
Combustible
Rango potencia
23
23
23
23
23
23
25
25
25
25
25
25
25
25
25
25
2020
2004
0,93
27
7.007
22
22
22
22
22
22
22
25
25
25
25
25
25
25
25
25
2021
2005
0,96
0
7.007
2006
1,00
38
7.007
2007
1,07
0
7.007
2009
1,07
25
7.007
000 EUR /MW
R inv
2008
1,09
60
7.007
129/198
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2010
1,06
137
7.007
2012
1,10
0
7.007
2013
1,10
0
7.007
7.007
7.007
107
47
147
96
97
246
246
47
147
96
97
31
21
2015
31
21
2014
107
107
47
147
96
97
246
31
21
2016
107
107
107
47
147
96
97
246
31
21
2017
107
107
107
107
47
147
96
97
246
31
21
2018
2015
1,10
2014
1,10
2011
1,08
113
7.007
107
107
107
107
107
47
147
96
97
246
31
21
2019
7.007
2016
1,10
107
107
107
107
107
107
47
147
96
97
246
31
21
2020
7.007
2017
1,10
107
107
107
107
107
107
107
47
147
96
97
246
31
21
2021
7.007
2018
1,10
7.007
2019
1,10
7.007
2020
1,10
EUR/MWh
Ro
CAPEX
Capacidad
COG6
446
Gas Natural
50 < P ≤ 100
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2002
0,92
80
7.252
2003
0,92
0
7.252
33
32
32
37
35
37
33
33
33
37
37
37
37
37
37
33
33
33
35
35
35
35
31
31
31
31
33
33
33
33
29
29
29
29
29
31
31
31
31
2014 2015 2016 2017 2018 2019
37
37
33
35
33
1998 1999 2000 2001
0,92
0,92
0,91
0,92
EUR/MW
52
0
100
162
MW
horas 7.252 7.252 7.252 7.252
Re
Rt
SSAA horas brutas
39%
38%
3% 7.252
Estándar:
MW instalados:
Combustible
Rango potencia
Tabla 6 – Cogeneración: a.1.1. – P > 50 MW (turbinas)
27
27
27
27
27
27
29
29
29
29
2020
2004
0,93
0
7.252
26
26
26
26
26
26
26
29
29
29
2021
2005
0,96
0
7.252
2006
1,00
0
7.252
2007
1,07
0
7.252
2009
1,07
0
7.252
000 EUR /MW
R inv
2008
1,09
0
7.252
130/198
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2010
1,06
51
7.252
2012
1,10
0
7.252
2013
1,10
0
7.252
2015
1,10
7.252
2014
1,10
7.252
7.252
2016
1,10
99
327
246
130
107
99
327
246
130
107
107
99
327
246
130
107
107
107
99
327
246
130
107
107
107
107
99
327
246
130
107
107
107
107
107
99
327
246
130
2014 2015 2016 2017 2018 2019
644
644
644
644
644
2011
1,08
0
7.252
107
107
107
107
107
107
99
327
246
130
2020
7.252
2017
1,10
107
107
107
107
107
107
107
99
246
130
2021
7.252
2018
1,10
7.252
2019
1,10
7.252
2020
1,10
Gas natural – motores (a.1.1)
EUR/MWh
Ro
CAPEX
Capacidad
COG7
3
Gas Natural
P ≤ 0,5
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
49
49
49
49
2014
45
45
45
45
43
43
47
2016
48
48
48
48
2015
44
44
44
46
46
46
46
2017
1998 1999 2000 2001
1,68
1,67
1,65
1,66
EUR/MW
0
0
0
0
MW
horas 4.032 4.032 4.032 4.032
43
43
43
43
45
45
45
45
2018
2002
1,67
0
4.032
Re
Rt
SSAA horas brutas
34%
43%
5% 4.032
Estándar:
MW instalados:
Combustible
Rango potencia
Tabla 7 – Cogeneración: a.1.1. – P ≤ 5 kW (motores)
B.2
41
41
41
41
41
43
43
43
43
2019
2003
1,67
0
4.032
39
39
39
39
39
39
41
41
41
41
2020
2004
1,69
0
4.032
39
39
39
39
39
39
39
41
41
41
41
2021
2005
1,74
0
4.032
2006
1,82
0
4.032
2007
1,94
0
4.032
2009
1,94
0
4.032
000 EUR /MW
R inv
2008
1,98
0
4.032
131/198
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2010
1,93
0
4.032
2012
2,00
1
4.032
2013
2,00
0
4.032
4.032
4.032
207
182
183
214
2014
195
207
182
183
214
2015
195
195
207
182
183
214
2016
195
195
195
207
182
183
214
2017
195
195
195
195
207
182
183
214
2018
2015
2,00
2014
2,00
2011
1,96
1
4.032
195
195
195
195
195
207
182
183
214
2019
4.032
2016
2,00
195
195
195
195
195
195
207
182
183
214
2020
4.032
2017
2,00
195
195
195
195
195
195
195
207
182
183
214
2021
4.032
2018
2,00
4.032
2019
2,00
4.032
2020
2,00
EUR/MWh
Ro
CAPEX
Capacidad
COG8
185
Gas Natural
0,5 < P ≤ 1
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2002
1,59
2
4.320
2003
1,59
3
4.320
2004
1,61
5
4.320
2005
1,65
3
4.320
55
51
51
54
54
54
53
53
53
53
51
51
51
51
51
50
50
50
50
50
50
50
50
50
50
50
50
50
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021
58
57
53
56
55
58
57
53
56
55
53
58
57
53
56
55
53
52
58
57
53
56
55
53
52
52
58
57
53
56
55
53
52
52
58
57
53
56
55
53
52
52
58
57
53
56
55
53
52
52
58
57
53
56
55
53
52
52
58
57
53
56
55
53
52
52
58
57
53
56
55
53
52
52
58
57
53
56
55
53
52
52
58
57
53
56
55
53
52
52
58
57
53
56
55
53
52
52
58
57
53
56
55
53
52
52
58
57
53
56
55
53
52
52
1998 1999 2000 2001
1,59
1,59
1,57
1,58
EUR/MW
14
13
9
4
MW
horas 4.320 4.320 4.320 4.320
Re
Rt
SSAA horas brutas
37%
38%
5% 4.320
Estándar:
MW instalados:
Combustible
Rango potencia
Tabla 8 – Cogeneración: a.1.1. – 0,5 < P ≤ 1 MW (motores)
2006
1,73
4
4.320
2007
1,84
13
4.320
2009
1,84
13
4.320
000 EUR /MW
R inv
2008
1,88
13
4.320
132/198
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2010
1,83
23
4.320
2012
1,90
13
4.320
2013
1,90
0
4.320
2015
1,90
4.320
2014
1,90
4.320
4.320
2016
1,90
4.320
2017
1,90
4.320
2018
1,90
185
185
185
185
185
185
185
185
185
185
185
185
185
185
185
185
185
185
185
185
185
185
185
185
185
185
185
185
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021
348
348
348
348
348
549
549
549
549
549
549
263
263
263
263
263
263
263
356
356
356
356
356
356
356
356
681
681
681
681
681
681
681
681
546
546
546
546
546
546
546
546
574
574
574
574
574
574
574
574
358
358
358
358
358
358
358
358
287
287
287
287
287
287
287
287
150
150
150
150
150
150
150
150
77
77
77
77
77
77
77
77
119
119
119
119
119
119
119
119
135
135
135
135
135
135
135
135
172
172
172
172
172
172
172
172
203
203
203
203
203
203
203
203
2011
1,86
24
4.320
4.320
2019
1,90
4.320
2020
1,90
EUR/MWh
Ro
CAPEX
Capacidad
COG9
1.445
Gas Natural
1 < P ≤ 10
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2002
0,84
57
5.280
2003
0,83
38
5.280
2004
0,85
35
5.280
2005
0,87
73
5.280
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021
62
62
58
61
60
62
62
58
61
60
59
62
62
58
61
60
59
57
62
62
58
61
60
59
57
57
62
62
58
61
60
59
57
57
62
62
58
61
60
59
57
57
62
62
58
61
60
59
57
57
62
62
58
61
60
59
57
57
62
62
58
61
60
59
57
57
62
62
58
61
60
59
57
57
62
62
58
61
60
59
57
57
62
62
58
61
60
59
57
57
62
62
58
61
60
59
57
57
62
62
58
61
60
59
57
57
62
62
58
61
60
59
57
57
60
60
56
59
57
56
55
55
60
56
59
57
56
55
55
56
59
57
56
55
55
59
57
56
55
55
57
56
55
55
56
55
55
55
55
55
1998 1999 2000 2001
0,84
0,84
0,83
0,83
EUR/MW
128
181
121
63
MW
horas 5.280 5.280 5.280 5.280
Re
Rt
SSAA horas brutas
39%
36%
5% 5.280
Estándar:
MW instalados:
Combustible
Rango potencia
Tabla 9 – Cogeneración: a.1.1. – 1 < P ≤ 10 MW (motores)
2006
0,91
80
5.280
2007
0,97
62
5.280
2009
0,97
53
5.280
000 EUR /MW
R inv
2008
0,99
74
5.280
133/198
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2010
0,96
85
5.280
2012
1,00
45
5.280
2013
1,00
3
5.280
2015
1,00
5.280
2014
1,00
5.280
5.280
2016
1,00
5.280
2017
1,00
5.280
2018
1,00
224
228
92
35
113
88
121
73
85
107
97
224
228
92
35
113
88
121
73
85
107
97
97
224
228
92
35
113
88
121
73
85
107
97
97
97
224
228
92
35
113
88
121
73
85
107
97
97
97
97
224
228
92
35
113
88
121
73
85
107
97
97
97
97
97
224
228
92
35
113
88
121
73
85
107
97
97
97
97
97
97
224
228
92
35
113
88
121
73
85
107
97
97
97
97
97
97
97
224
228
92
35
113
88
121
73
85
107
97
97
97
97
97
97
97
97
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021
213
213
213
213
213
128
128
128
128
128
128
201
201
201
201
201
201
201
104
104
104
104
104
104
104
104
2011
0,98
65
5.280
5.280
2019
1,00
5.280
2020
1,00
EUR/MWh
Ro
CAPEX
Capacidad
COG10
607
Gas Natural
10 < P ≤ 25
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2002
0,92
78
5.760
2003
0,92
10
5.760
2004
0,93
0
5.760
2005
0,96
18
5.760
58
58
58
58
58
58
58
56
56
58
58
58
58
58
58
58
57
54
54
54
54
54
52
52
52
54
54
57
57
57
57
57
55
55
55
55
57
57
56
56
56
56
56
54
54
54
54
54
56
56
54
54
54
54
54
52
52
52
52
52
52
54
54
53
53
53
53
53
51
51
51
51
51
51
51
53
53
53
53
53
53
53
51
51
51
51
51
51
51
51
53
53
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021
58
58
54
57
56
58
58
54
57
56
54
58
58
54
57
56
54
53
58
58
54
57
56
54
53
53
58
58
54
57
56
54
53
53
58
58
54
57
56
54
53
53
1998 1999 2000 2001
0,92
0,92
0,91
0,92
EUR/MW
77
62
35
38
MW
horas 5.760 5.760 5.760 5.760
Re
Rt
SSAA horas brutas
40%
36%
5% 5.760
Estándar:
MW instalados:
Combustible
Rango potencia
2006
1,00
13
5.760
2007
1,07
0
5.760
2009
1,07
52
5.760
000 EUR /MW
R inv
2008
1,09
22
5.760
134/198
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2010
1,06
7
5.760
2012
1,10
10
5.760
2013
1,10
12
5.760
5.760
5.760
98
115
126
105
118
107
98
115
126
105
118
107
107
227
74
39
39
227
74
208
2015
208
2014
98
115
126
105
118
107
107
107
227
74
39
208
2016
98
115
126
105
118
107
107
107
107
227
74
39
208
2017
98
115
126
105
118
107
107
107
107
107
227
74
39
208
2018
2015
1,10
2014
1,10
2011
1,08
35
5.760
98
115
126
105
118
107
107
107
107
107
107
227
74
39
208
2019
5.760
2016
1,10
98
115
126
105
118
107
107
107
107
107
107
107
227
74
39
208
2020
5.760
2017
1,10
98
115
126
105
118
107
107
107
107
107
107
107
107
227
74
39
2021
5.760
2018
1,10
5.760
2019
1,10
5.760
2020
1,10
EUR/MWh
Ro
CAPEX
Capacidad
COG11
236
Gas Natural
25 < P ≤ 50
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2002
0,92
7
6.240
2003
0,92
5
6.240
50
50
50
50
48
48
54
54
54
54
52
54
54
54
54
50
54
54
50
50
50
50
50
54
54
54
54
54
54
54
54
54
54
51
51
51
53
53
53
53
53
53
53
53
53
53
49
49
49
49
51
51
51
51
51
51
51
51
51
51
48
48
48
48
48
50
50
50
50
50
50
50
50
50
50
2014 2015 2016 2017 2018 2019
54
54
50
53
51
1998 1999 2000 2001
0,92
0,92
0,91
0,92
EUR/MW
8
0
32
39
MW
horas 6.240 6.240 6.240 6.240
Re
Rt
SSAA horas brutas
40%
36%
4% 6.240
Estándar:
MW instalados:
Combustible
Rango potencia
46
46
46
46
46
46
49
49
49
49
49
49
49
49
49
49
2020
2004
0,93
6
6.240
46
46
46
46
46
46
46
49
49
49
49
49
49
49
49
49
2021
2005
0,96
0
6.240
2006
1,00
9
6.240
2007
1,07
0
6.240
2009
1,07
6
6.240
000 EUR /MW
R inv
2008
1,09
14
6.240
135/198
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2010
1,06
31
6.240
2012
1,10
0
6.240
2013
1,10
0
6.240
6.240
6.240
107
38
166
88
95
314
314
38
166
88
95
50
9
2015
50
9
2014
107
107
38
166
88
95
314
50
9
2016
107
107
107
38
166
88
95
314
50
9
2017
107
107
107
107
38
166
88
95
314
50
9
2018
2015
1,10
2014
1,10
2011
1,08
26
6.240
107
107
107
107
107
38
166
88
95
314
50
9
2019
6.240
2016
1,10
107
107
107
107
107
107
38
166
88
95
314
50
9
2020
6.240
2017
1,10
107
107
107
107
107
107
107
38
166
88
95
314
50
9
2021
6.240
2018
1,10
6.240
2019
1,10
6.240
2020
1,10
Combustibles líquidos (a.1.2)
EUR/MWh
Ro
CAPEX
Capacidad
COG14
24
Gas Oil
0,5 < P ≤ 1
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2002
1,59
1
4.320
2003
1,59
1
4.320
2004
1,61
0
4.320
2005
1,65
1
4.320
65
65
65
65
61
61
61
61
61
61
66
66
66
66
66
62
62
62
62
62
62
62
63
63
63
63
63
63
63
63
64
64
64
64
64
64
64
64
64
65
65
65
65
65
65
65
65
65
65
64
64
64
64
64
64
64
64
64
64
64
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021
65
66
61
62
63
65
66
61
62
63
64
65
66
61
62
63
64
65
65
66
61
62
63
64
65
64
65
66
61
62
63
64
65
64
65
66
61
62
63
64
65
64
65
66
61
62
63
64
65
64
65
66
61
62
63
64
65
64
1998 1999 2000 2001
1,59
1,59
1,57
1,58
EUR/MW
3
3
5
1
MW
horas 4.320 4.320 4.320 4.320
Re
Rt
SSAA horas brutas
38%
32%
5% 4.320
Estándar:
MW instalados:
Combustible
Rango potencia
Tabla 12 – Cogeneración Gasóleo: a.1.2. – 0,5 < P ≤ 1 MW
B.3
2006
1,73
0
4.320
2007
1,84
0
4.320
2009
1,84
1
4.320
000 EUR /MW
R inv
2008
1,88
0
4.320
136/198
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2010
1,83
2
4.320
2012
1,90
1
4.320
2013
1,90
0
4.320
4.320
4.320
79
124
165
203
2014
185
79
124
165
203
2015
185
185
79
124
165
203
2016
185
185
185
79
124
165
203
2017
185
185
185
185
79
124
165
203
2018
2015
1,90
2014
1,90
2011
1,86
1
4.320
185
185
185
185
185
79
124
165
203
2019
4.320
2016
1,90
185
185
185
185
185
185
79
124
165
203
2020
4.320
2017
1,90
185
185
185
185
185
185
185
79
124
165
203
2021
4.320
2018
1,90
4.320
2019
1,90
4.320
2020
1,90
EUR/MWh
Ro
CAPEX
Capacidad
COG15
116
Gas Oil
1 < P ≤ 10
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2002
0,84
2
5.280
2003
0,83
4
5.280
2004
0,85
0
5.280
2005
0,87
0
5.280
56
56
56
56
61
61
61
60
60
56
56
61
61
60
60
57
57
57
57
57
57
57
58
58
58
58
58
58
58
58
59
59
59
59
59
59
59
59
59
60
60
60
60
60
60
60
60
60
60
59
59
59
59
59
59
59
59
59
59
59
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021
60
61
56
57
58
60
61
56
57
58
59
60
61
56
57
58
59
60
1998 1999 2000 2001
0,84
0,84
0,83
0,83
EUR/MW
21
24
26
0
MW
horas 5.280 5.280 5.280 5.280
Re
Rt
SSAA horas brutas
40%
30%
5% 5.280
Estándar:
MW instalados:
Combustible
Rango potencia
Tabla 13 – Cogeneración Gasóleo: a.1.2. – 1 < P ≤ 10 MW
2006
0,91
0
5.280
2007
0,97
0
5.280
2009
0,97
0
5.280
000 EUR /MW
R inv
2008
0,99
0
5.280
137/198
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2010
0,96
3
5.280
2012
1,00
0
5.280
2013
1,00
0
5.280
5.280
5.280
35
56
2014
97
35
56
2015
97
97
35
56
2016
97
97
97
35
56
2017
97
97
97
97
35
56
2018
2015
1,00
2014
1,00
2011
0,98
4
5.280
97
97
97
97
97
35
56
2019
5.280
2016
1,00
97
97
97
97
97
97
35
56
2020
5.280
2017
1,00
97
97
97
97
97
97
97
35
56
2021
5.280
2018
1,00
5.280
2019
1,00
5.280
2020
1,00
EUR/MWh
Ro
CAPEX
Capacidad
COG21
177
Fuel Oil
1 < P ≤ 10
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2002
0,86
7
5.280
2003
0,86
3
5.280
2004
0,87
0
5.280
2005
0,90
0
5.280
55
55
55
55
50
50
50
50
48
48
55
55
55
55
53
48
48
48
51
51
51
51
48
48
48
48
51
51
51
51
49
49
49
49
49
52
52
52
52
49
49
49
49
49
49
52
52
52
52
48
48
48
48
48
48
48
51
51
51
51
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021
55
55
50
51
51
55
55
50
51
51
52
55
55
50
51
51
52
52
55
55
50
51
51
52
52
51
55
55
50
51
51
52
52
51
55
55
50
51
51
52
52
51
1998 1999 2000 2001
0,86
0,86
0,85
0,86
EUR/MW
28
12
5
9
MW
horas 5.280 5.280 5.280 5.280
Re
Rt
SSAA horas brutas
42%
28%
5% 5.280
Estándar:
MW instalados:
Combustible
Rango potencia
Tabla 14 – Cogeneración Fuelóleo: a.1.2. – 1 < P ≤ 10 MW
2006
0,94
0
5.280
2007
1,00
0
5.280
2009
1,00
4
5.280
000 EUR /MW
R inv
2008
1,02
0
5.280
138/198
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2010
0,99
3
5.280
2012
1,03
11
5.280
2013
1,03
0
5.280
5.280
5.280
100
52
54
76
110
226
226
52
54
76
110
263
172
2015
263
172
2014
100
100
52
54
76
110
226
263
172
2016
100
100
100
52
54
76
110
226
263
172
2017
100
100
100
100
52
54
76
110
226
263
172
2018
2015
1,03
2014
1,03
2011
1,00
20
5.280
100
100
100
100
100
52
54
76
110
226
263
172
2019
5.280
2016
1,03
100
100
100
100
100
100
52
54
76
110
226
172
2020
5.280
2017
1,03
100
100
100
100
100
100
100
52
54
76
110
226
2021
5.280
2018
1,03
5.280
2019
1,03
5.280
2020
1,03
EUR/MWh
Ro
CAPEX
Capacidad
COG22
380
Fuel Oil
10 < P ≤ 25
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2002
0,95
24
5.760
2003
0,94
0
5.760
2004
0,96
0
5.760
2005
0,98
0
5.760
55
55
55
53
53
60
60
60
58
60
60
60
55
60
60
53
53
53
56
56
56
56
54
54
54
54
57
57
57
57
54
54
54
54
54
57
57
57
57
54
54
54
54
54
54
58
58
58
58
53
53
53
53
53
53
53
57
57
57
57
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021
60
60
55
56
57
60
60
55
56
57
57
60
60
55
56
57
57
58
1998 1999 2000 2001
0,95
0,94
0,94
0,94
EUR/MW
61
95
24
0
MW
horas 5.760 5.760 5.760 5.760
Re
Rt
SSAA horas brutas
42%
28%
5% 5.760
Estándar:
MW instalados:
Combustible
Rango potencia
Tabla 15 – Cogeneración Fuelóleo: a.1.2. – 10 < P ≤ 25 MW
2006
1,03
0
5.760
2007
1,10
0
5.760
2009
1,10
0
5.760
000 EUR /MW
R inv
2008
1,12
0
5.760
139/198
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2010
1,09
12
5.760
2012
1,13
38
5.760
2013
1,13
0
5.760
5.760
5.760
25
113
121
231
2014
110
25
113
121
231
2015
110
110
25
113
121
231
2016
110
110
110
25
113
121
231
2017
110
110
110
110
25
113
121
231
2018
2015
1,13
2014
1,13
2011
1,11
49
5.760
110
110
110
110
110
25
113
121
231
2019
5.760
2016
1,13
110
110
110
110
110
110
25
113
121
231
2020
5.760
2017
1,13
110
110
110
110
110
110
110
25
113
121
231
2021
5.760
2018
1,13
5.760
2019
1,13
5.760
2020
1,13
Instalaciones acogidas al RD 661/2007
Solar fotovoltaica
EUR/MWh
Ro
CAPEX
Capacidad
Rango potencia
SFV1
26
FIJ
<5kW
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
1998 1999 2000 2001
5,52
5,52
EUR/MW 0
0
0
0
MW
horas 1.338 1.338 1.338 1.338
Estándar:
MW instalados:
2018
2002
5,52
2
1.338
Tabla 16 – Solar fotovoltaica: P ≤ 5 kW, fija (b.1.1)
C.1
C.
2019
2003
5,52
2
1.338
2020
2004
5,52
3
1.338
2021
2005
5,52
5
1.338
2006
5,52
6
1.338
2007
6,25
5
1.338
2009
000 EUR /MW
R inv
2008
6,61
3
1.338
140/198
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2010
2012
2013
2014
736
810
738
609
480
488
441
571
631
2014
736
810
738
609
480
488
441
571
631
2015
736
810
738
609
480
488
441
571
631
2016
729
803
731
601
472
481
433
563
624
2017
2011
729
803
731
601
472
481
433
563
624
2018
2015
729
803
731
601
472
481
433
563
624
2019
2016
711
785
713
584
455
463
416
546
607
2020
2017
711
785
713
584
455
463
416
546
607
2021
2018
2019
2020
EUR/MWh
Ro
CAPEX
Capacidad
Rango potencia
SFV2
2
S1E
<5kW
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
1998 1999 2000 2001
7,44
EUR/MW 0
0
0
0
MW
horas 1.989 1.989 1.989 1.989
Estándar:
MW instalados:
2018
2002
7,44
0
1.989
2019
2003
7,44
1
1.989
2020
2004
7,44
0
1.989
2021
2005
7,44
0
1.989
Tabla 17 – Solar fotovoltaica: P ≤ 5 kW, seguimiento 1 eje (b.1.1)
2006
7,44
0
1.989
2007
7,81
0
1.989
2009
000 EUR /MW
R inv
2008
7,94
0
1.989
141/198
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2010
2012
2013
2014
383
476
494
622
580
601
806
733
2014
383
476
494
622
580
601
806
733
2015
383
476
494
622
580
601
806
733
2016
369
463
481
608
567
588
793
720
2017
2011
369
463
481
608
567
588
793
720
2018
2015
369
463
481
608
567
588
793
720
2019
2016
342
436
454
582
541
562
767
695
2020
2017
342
436
454
582
541
562
767
695
2021
2018
2019
2020
EUR/MWh
Ro
CAPEX
Capacidad
Rango potencia
SFV3
7
S2E
<5kW
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
1998 1999 2000 2001
7,55
EUR/MW 0
0
0
0
MW
horas 2.080 2.080 2.080 2.080
Estándar:
MW instalados:
2018
2002
7,55
0
2.080
2019
2003
7,55
0
2.080
2020
2004
7,55
1
2.080
2021
2005
7,55
1
2.080
Tabla 18 – Solar fotovoltaica: P ≤ 5 kW, seguimiento 2 ejes (b.1.1)
2006
7,55
2
2.080
2007
7,78
2
2.080
2009
000 EUR /MW
R inv
2008
8,33
2
2.080
142/198
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2010
2012
2013
2014
575
427
467
468
472
510
623
792
2014
575
427
467
468
472
510
623
792
2015
575
427
467
468
472
510
623
792
2016
561
413
453
454
458
496
609
778
2017
2011
561
413
453
454
458
496
609
778
2018
2015
561
413
453
454
458
496
609
778
2019
2016
532
385
426
427
431
469
582
751
2020
2017
532
385
426
427
431
469
582
751
2021
2018
2019
2020
EUR/MWh
Ro
CAPEX
Capacidad
Rango potencia
SFV4
474
FIJ
5kW - 100kW
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
1998 1999 2000 2001
5,72
5,72
5,72
5,72
EUR/MW
0
0
0
0
MW
horas 1.543 1.543 1.543 1.543
Estándar:
MW instalados:
2018
2002
5,72
1
1.543
2019
2003
5,72
1
1.543
2020
2004
5,72
3
1.543
Tabla 19 – Solar fotovoltaica: 5 kW < P ≤ 100 kW, fija (b.1.1)
2021
2005
5,72
10
1.543
2006
6,20
40
1.543
2007
6,40
84
1.543
2009
000 EUR /MW
R inv
2008
6,68
334
1.543
143/198
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2010
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021
1.552 1.552 1.552 1.542 1.542 1.542 1.519 1.519
1.700 1.700 1.700 1.689 1.689 1.689 1.667 1.667
1.458 1.458 1.458 1.447 1.447 1.447 1.426 1.426
1.313 1.313 1.313 1.302 1.302 1.302 1.281 1.281
983
983
983
973
973
973
952
952
777
777
777
767
767
767
746
746
620
620
620
609
609
609
589
589
499
499
499
488
488
488
468
468
547
547
547
537
537
537
517
517
567
567
567
556
556
556
536
536
601
601
601
591
591
591
571
571
2011
2019
2020
EUR/MWh
Ro
CAPEX
Capacidad
Rango potencia
SFV5
18,00
S1E
5kW - 100kW
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
1
1
1
1
1
2014
2015
2016
2017
2018
2019
1998 1999 2000 2001 2002 2003
EUR/MW 0
0
0
0
0
0
MW
horas 1.737 1.737 1.737 1.737 1.737 1.737
Estándar:
MW instalados:
2020
2004
7,25
0
1.737
2021
2005
7,25
0
1.737
2006
7,25
1
1.737
2007
7,28
5
1.737
Tabla 20 – Solar fotovoltaica: 5 kW < P ≤ 100 kW, seguimiento 1 eje (b.1.1)
2009
000 EUR /MW
R inv
2008
7,31
12
1.737
144/198
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2010
2012
2013
2014
734
651
584
588
696
2014
734
651
584
588
696
2015
734
651
584
588
696
2016
725
642
575
579
687
2017
2011
725
642
575
579
687
2018
2015
725
642
575
579
687
2019
2016
703
620
553
557
665
2020
2017
703
620
553
557
665
2021
2018
2019
2020
EUR/MWh
Ro
CAPEX
Capacidad
Rango potencia
SFV6
185
S2E
5kW - 100kW
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
1998 1999 2000 2001
7,36
EUR/MW 0
0
0
0
MW
horas 2.092 2.092 2.092 2.092
Estándar:
MW instalados:
2018
2002
0,00
0
2.092
2019
2003
7,36
0
2.092
2020
2004
7,36
0
2.092
2021
2005
7,36
3
2.092
2006
7,36
13
2.092
2007
7,62
50
2.092
Tabla 21 – Solar fotovoltaica: 5 kW < P ≤ 100 kW, seguimiento 2 ejes (b.1.1)
2009
000 EUR /MW
R inv
2008
7,97
117
2.092
145/198
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2010
2012
2013
2014
593
540
534
552
581
681
2014
593
540
534
552
581
681
2015
593
540
534
552
581
681
2016
579
525
520
538
567
667
2017
2011
579
525
520
538
567
667
2018
2015
579
525
520
538
567
667
2019
2016
551
498
493
511
540
640
2020
2017
551
498
493
511
540
640
2021
2018
2019
2020
EUR/MWh
Ro
CAPEX
Capacidad
Rango potencia
SFV7
69
FIJ
100kW - 2MW
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
9
9
2014
8
8
2015
6
6
2016
3
3
2017
1998 1999 2000 2001
EUR/MW 0
0
0
0
MW
horas 1.562 1.562 1.562 1.562
Estándar:
MW instalados:
2018
2002
6,51
1
1.562
2019
2003
0,00
0
1.562
2020
2004
0,00
0
1.562
Tabla 22 – Solar fotovoltaica: 100 kW < P ≤ 2 MW, fija (b.1.1)
2021
2005
6,51
1
1.562
2006
0,00
0
1.562
2007
6,51
1
1.562
2009
000 EUR /MW
R inv
2008
6,51
65
1.562
146/198
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2010
2012
2013
2014
758
611
2014
758
611
2015
758
611
2016
758
611
2017
2011
758
611
2018
2015
758
611
2019
2016
745
597
2020
2017
745
597
2021
2018
2019
2020
EUR/MWh
Ro
CAPEX
Capacidad
Rango potencia
SFV8
3
S1E
100kW - 2MW
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
18
2014
18
2015
16
2016
13
2017
9
2018
6
2019
2
2020
1
2021
1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005
EUR/MW 0
0
0
0
0
0
0
0
MW
horas 1.724 1.724 1.724 1.724 1.724 1.724 1.724 1.724
Estándar:
MW instalados:
2006 2007
7,34 0
0
1.724 1.724
Tabla 23 – Solar fotovoltaica: 100 kW < P ≤ 2 MW, seguimiento 1 eje (b.1.1)
2009
000 EUR /MW
R inv
2008
7,34
3
1.724
147/198
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2010
2012
2013
2014
700
2014
700
2015
700
2016
700
2017
2011
700
2018
2015
700
2019
2016
700
2020
2017
700
2021
2018
2019
2020
EUR/MWh
Ro
CAPEX
Capacidad
Rango potencia
SFV9
12
S2E
100kW - 2MW
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
11
2014
11
2015
8
2016
5
2017
2
2018
2019
2020
2021
1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007
EUR/MW 0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
MW
horas 2.038 2.038 2.038 2.038 2.038 2.038 2.038 2.038 2.038 2.038
Estándar:
MW instalados:
Tabla 24 – Solar fotovoltaica: 100 kW < P ≤ 2 MW, seguimiento 2 ejes (b.1.1)
2009
000 EUR /MW
R inv
2008
7,95
12
2.038
148/198
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2010
2012
2013
2014
735
2014
735
2015
735
2016
735
2017
2011
735
2018
2015
735
2019
2016
723
2020
2017
723
2021
2018
2019
2020
EUR/MWh
Ro
CAPEX
Capacidad
Rango potencia
SFV10
114
FIJ
2MW - 10MW
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
8
8
2014
7
7
2015
5
5
2016
2
2
2017
2018
2019
2020
2021
1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006
EUR/MW 0
0
0
0
0
0
0
0
0
MW
horas 1.587 1.587 1.587 1.587 1.587 1.587 1.587 1.587 1.587
Estándar:
MW instalados:
Tabla 25 – Solar fotovoltaica: 2 MW < P ≤ 10 MW, fija (b.1.1)
2007
5,44
13
1.587
2009
000 EUR /MW
R inv
2008
5,98
101
1.587
149/198
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2010
2012
2013
2014
450
542
2014
450
542
2015
450
542
2016
450
542
2017
2011
450
542
2018
2015
450
542
2019
2016
434
526
2020
2017
434
526
2021
2018
2019
2020
EUR/MWh
Ro
CAPEX
Capacidad
Rango potencia
SFV11
5
S1E
2MW - 10MW
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
12
2014
12
2015
9
2016
6
2017
3
2018
2019
2020
2021
1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007
EUR/MW 0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
MW
horas 1.901 1.901 1.901 1.901 1.901 1.901 1.901 1.901 1.901 1.901
Estándar:
MW instalados:
Tabla 26 – Solar fotovoltaica: 2 MW < P ≤ 10 MW, seguimiento 1 eje (b.1.1)
2009
000 EUR /MW
R inv
2008
7,18
5
1.901
150/198
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2010
2012
2013
2014
653
2014
653
2015
653
2016
653
2017
2011
653
2018
2015
653
2019
2016
645
2020
2017
645
2021
2018
2019
2020
EUR/MWh
Ro
CAPEX
Capacidad
Rango potencia
SFV12
53
S2E
2MW - 10MW
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
9
2014
9
2015
7
2016
4
2017
2018
2019
2020
2021
1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007
EUR/MW 0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
MW
horas 2.099 2.099 2.099 2.099 2.099 2.099 2.099 2.099 2.099 2.099
Estándar:
MW instalados:
Tabla 27 – Solar fotovoltaica: 2 MW < P ≤ 10 MW, seguimiento 2 ejes (b.1.1)
2009
000 EUR /MW
R inv
2008
7,76
53
2.099
151/198
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2010
2012
2013
2014
780
2014
780
2015
780
2016
780
2017
2011
780
2018
2015
780
2019
2016
763
2020
2017
763
2021
2018
2019
2020
EUR/MWh
Ro
CAPEX
Capacidad
Rango potencia
SFV13
527
FIJ
100kW - 2MW
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
6
6
6
6
6
6
2014
6
6
6
6
6
6
2015
3
3
3
3
3
3
2016
2017
2018
1998 1999 2000 2001 2002
EUR/MW 0
0
0
0
0
MW
horas 1.677 1.677 1.677 1.677 1.677
Estándar:
MW instalados:
2019
2003
5,85
0
1.677
2020
2004
5,85
1
1.677
2021
2005
5,85
1
1.677
2006
5,85
15
1.677
2007
6,68
85
1.677
Tabla 28 – Solar fotovoltaica: 100 kW < P ≤ 2 MW en agrupación, fija (b.1.1)
2009
000 EUR /MW
R inv
2008
6,51
425
1.677
152/198
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2010
2012
2013
2014
679
643
558
423
584
576
2014
679
643
558
423
584
576
2015
679
643
558
423
584
576
2016
679
643
558
423
584
576
2017
2011
679
643
558
423
584
576
2018
2015
679
643
558
423
584
576
2019
2016
658
622
537
403
564
556
2020
2017
658
622
537
403
564
556
2021
2018
2019
2020
EUR/MWh
Ro
CAPEX
Capacidad
Rango potencia
SFV14
67
S1E
100kW - 2MW
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
10
10
10
10
10
2014
10
10
10
10
10
2015
7
7
7
7
7
2016
4
4
4
4
4
2017
1998 1999 2000 2001
EUR/MW 0
0
0
0
MW
horas 2.026 2.026 2.026 2.026
Estándar:
MW instalados:
2018
2002
7,15
0
2.026
2019
2003
7,15
0
2.026
2020
2004
7,15
3
2.026
2021
2005
7,15
3
2.026
2006
7,24
3
2.026
2007
6,95
13
2.026
2009
000 EUR /MW
R inv
2008
7,34
44
2.026
153/198
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2010
Tabla 29 – Solar fotovoltaica: 100 kW < P ≤ 2 MW en agrupación, seguimiento 1 eje (b.1.1)
2012
2013
2014
511
440
421
527
639
2014
511
440
421
527
639
2015
511
440
421
527
639
2016
511
440
421
527
639
2017
2011
511
440
421
527
639
2018
2015
511
440
421
527
639
2019
2016
497
426
407
512
624
2020
2017
497
426
407
512
624
2021
2018
2019
2020
EUR/MWh
Ro
CAPEX
Capacidad
Rango potencia
SFV15
272
S2E
100kW - 2MW
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
9
9
9
9
9
2014
9
9
9
9
9
2015
7
7
7
7
7
2016
3
3
3
3
3
2017
2018
2019
1998 1999 2000 2001 2002 2003
EUR/MW 0
0
0
0
0
0
MW
horas 2.159 2.159 2.159 2.159 2.159 2.159
Estándar:
MW instalados:
2020
2004
7,47
0
2.159
2021
2005
7,47
2
2.159
2006
7,47
12
2.159
2007
7,85
53
2.159
2009
000 EUR /MW
R inv
2008
7,95
204
2.159
154/198
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2010
Tabla 30 – Solar fotovoltaica: 100 kW < P ≤ 2 MW en agrupación, seguimiento 2 ejes (b.1.1)
2012
2013
2014
534
758
595
678
678
2014
534
758
595
678
678
2015
534
758
595
678
678
2016
534
758
595
678
678
2017
2011
534
758
595
678
678
2018
2015
534
758
595
678
678
2019
2016
516
740
577
661
661
2020
2017
516
740
577
661
661
2021
2018
2019
2020
EUR/MWh
Ro
CAPEX
Capacidad
Rango potencia
SFV16
624
FIJ
2MW - 10MW
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
4
4
4
4
2014
4
4
4
4
2015
2
2
2
2
2016
2017
2018
2019
2020
1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004
EUR/MW 0
0
0
0
0
0
0
MW
horas 1.695 1.695 1.695 1.695 1.695 1.695 1.695
Estándar:
MW instalados:
2021
2005
5,18
1
1.695
2006
5,18
6
1.695
2007
5,44
80
1.695
Tabla 31 – Solar fotovoltaica: 2 MW < P ≤ 10 MW en agrupación, fija (b.1.1)
2009
000 EUR /MW
R inv
2008
5,98
538
1.695
155/198
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2010
2012
2013
2014
405
322
398
498
2014
405
322
398
498
2015
405
322
398
498
2016
402
319
395
495
2017
2011
402
319
395
495
2018
2015
402
319
395
495
2019
2016
380
298
374
474
2020
2017
380
298
374
474
2021
2018
2019
2020
EUR/MWh
Ro
CAPEX
Capacidad
Rango potencia
SFV17
179
S1E
2MW - 10MW
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
6
6
6
6
6
6
6
2015
6
2014
3
3
3
3
2016
2017
2018
2019
2020
2021
1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005
EUR/MW 0
0
0
0
0
1
0
0
MW
horas 2.123 2.123 2.123 2.123 2.123 2.123 2.123 2.123
Estándar:
MW instalados:
2006
6,21
7
2.123
2007
6,53
24
2.123
2009
000 EUR /MW
R inv
2008
7,18
148
2.123
156/198
2010
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
Tabla 32 – Solar fotovoltaica: 2 MW < P ≤ 10 MW en agrupación, seguimiento 1 eje (b.1.1)
2012
2013
2014
310
443
581
2014
310
443
581
2015
310
443
581
2016
310
443
581
2017
2011
310
443
581
2018
2015
310
443
581
2019
2016
284
417
555
2020
2017
284
417
555
2021
2018
2019
2020
EUR/MWh
Ro
CAPEX
Capacidad
Rango potencia
SFV18
289
S2E
2MW - 10MW
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
7
7
7
2014
7
7
7
2015
5
5
5
2016
2
2
2
2017
2018
2019
2020
2021
1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005
EUR/MW 0
0
0
0
0
0
0
0
MW
horas 2.174 2.174 2.174 2.174 2.174 2.174 2.174 2.174
Estándar:
MW instalados:
2006
6,72
3
2.174
2007
7,05
67
2.174
2009
000 EUR /MW
R inv
2008
7,76
219
2.174
157/198
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2010
Tabla 33 – Solar fotovoltaica: 2 MW < P ≤ 10 MW en agrupación, seguimiento 2 ejes (b.1.1)
2012
2013
2014
452
539
649
2014
452
539
649
2015
452
539
649
2016
452
539
649
2017
2011
452
539
649
2018
2015
452
539
649
2019
2016
429
516
626
2020
2017
429
516
626
2021
2018
2019
2020
EUR/MWh
Ro
CAPEX
Capacidad
Rango potencia
SFV19
243
FIJ
10MW - 50MW
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006
EUR/MW 0
0
0
0
0
0
0
0
0
MW
horas 1.693 1.693 1.693 1.693 1.693 1.693 1.693 1.693 1.693
Estándar:
MW instalados:
Tabla 34 – Solar fotovoltaica: P > 10 MW en agrupación, fija (b.1.1)
2007
4,62
53
1.693
2009
000 EUR /MW
R inv
2008
5,08
190
1.693
158/198
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2010
2012
2013
2014
286
346
2014
286
346
2015
286
346
2016
275
334
2017
2011
275
334
2018
2015
275
334
2019
2016
253
312
2020
2017
253
312
2021
2018
2019
2020
EUR/MWh
Ro
CAPEX
Capacidad
Rango potencia
SFV20
90
S1E
10MW - 50MW
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006
EUR/MW 0
0
0
0
0
0
0
0
0
MW
horas 2.153 2.153 2.153 2.153 2.153 2.153 2.153 2.153 2.153
Estándar:
MW instalados:
2007
5,55
40
2.153
2009
000 EUR /MW
R inv
2008
6,10
51
2.153
Tabla 35 – Solar fotovoltaica: P > 10 MW en agrupación, seguimiento 1 eje (b.1.1)
159/198
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2010
2012
2013
2014
265
399
2014
265
399
2015
265
399
2016
251
384
2017
2011
251
384
2018
2015
251
384
2019
2016
223
357
2020
2017
223
357
2021
2018
2019
2020
EUR/MWh
Ro
CAPEX
Capacidad
Rango potencia
SFV21
80
S2E
10MW - 50MW
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007
EUR/MW 0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
MW
horas 2.264 2.264 2.264 2.264 2.264 2.264 2.264 2.264 2.264 2.264
Estándar:
MW instalados:
2009
000 EUR /MW
R inv
2008
6,59
80
2.264
Tabla 36 – Solar fotovoltaica: P > 10 MW en agrupación, seguimiento 2 ejes (b.1.1)
160/198
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2010
2012
2013
2014
443
2014
443
2015
443
2016
428
2017
2011
428
2018
2015
428
2019
2016
398
2020
2017
398
2021
2018
2019
2020
Instalaciones acogidas al RD 1578/2008
EUR/MWh
Ro
CAPEX
Capacidad
Rango potencia
SFV22
55
FIJ
< 20 kW
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2009
4,36
7
1.619
000 EUR /MW
R inv
1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
EUR/MW 0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
MW
horas 1.631 1.631 1.631 1.631 1.631 1.631 1.631 1.631 1.631 1.631 1.631
Estándar:
MW instalados:
Tabla 37 – Solar fotovoltaica: P ≤ 20 kW, fija (I.1)
C.2
161/198
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2010
4,14
20
1.626
2012
2,61
11
1.650
2013
2,34
0
1.631
1.631
1.631
378
359
336
227
2014
378
359
336
227
159
155
159
2016
378
359
336
227
2015
149
149
149
366
348
324
215
2017
149
149
149
143
366
348
324
215
2018
2015
2,07
2014
2,07
2011
3,72
17
1.629
149
149
149
143
137
366
348
324
215
2019
1.631
2016
2,07
128
128
128
129
130
130
345
327
303
194
2020
1.631
2017
2,07
128
128
128
129
130
130
129
345
327
303
194
2021
1.631
2018
2,07
1.631
2019
2,07
1.631
2020
2,07
EUR/MWh
Ro
CAPEX
Capacidad
Rango potencia
SFV23
378
FIJ
20kW - 1 MW
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2009
4,31
62
1.620
000 EUR /MW
R inv
1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
EUR/MW 0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
MW
horas 1.623 1.623 1.623 1.623 1.623 1.623 1.623 1.623 1.623 1.623 1.623
Estándar:
MW instalados:
Tabla 38 – Solar fotovoltaica: 20 kW < P ≤ 1 MW, fija (I.2)
162/198
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2010
4,10
153
1.628
2012
2,58
49
1.623
2013
2,21
0
1.623
1.623
1.623
422
398
370
251
2014
422
398
370
251
162
158
162
2016
422
398
370
251
2015
153
153
153
411
387
360
240
2017
153
153
153
147
411
387
360
240
2018
2015
1,84
2014
1,84
2011
3,69
115
1.621
153
153
153
147
141
411
387
360
240
2019
1.623
2016
1,84
133
133
133
134
135
135
391
367
339
220
2020
1.623
2017
1,84
133
133
133
134
135
135
134
391
367
339
220
2021
1.623
2018
1,84
1.623
2019
1,84
1.623
2020
1,84
EUR/MWh
Ro
CAPEX
Capacidad
Rango potencia
SFV24
193
FIJ
1 MW - 2 MW
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
000 EUR /MW
R inv
1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009
EUR/MW 0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
MW
horas 1.714 1.714 1.714 1.714 1.714 1.714 1.714 1.714 1.714 1.714 1.714 1.714
Estándar:
MW instalados:
Tabla 39 – Solar fotovoltaica: 1 MW < P ≤ 2 MW, fija (I.2)
163/198
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2010
4,06
45
1.706
2012
2,55
71
1.707
2013
2,20
0
1.714
1.714
1.714
364
345
244
2014
364
345
244
158
154
158
2016
364
345
244
2015
148
148
148
353
334
233
2017
148
148
148
142
353
334
233
2018
2015
1,84
2014
1,84
2011
3,65
77
1.729
148
148
148
142
136
353
334
233
2019
1.714
2016
1,84
126
127
127
128
129
129
331
312
211
2020
1.714
2017
1,84
126
127
127
128
129
129
128
331
312
211
2021
1.714
2018
1,84
1.714
2019
1,84
1.714
2020
1,84
EUR/MWh
Ro
CAPEX
Capacidad
Rango potencia
SFV25
489
FIJ
< 10 MW
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2009
4,04
99
1.817
000 EUR /MW
R inv
1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
EUR/MW 0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
MW
horas 1.826 1.826 1.826 1.826 1.826 1.826 1.826 1.826 1.826 1.826 1.826
Estándar:
MW instalados:
Tabla 40 – Solar fotovoltaica: P ≤ 10 MW, fija (II)
164/198
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2010
3,84
171
1.833
2012
2,28
93
1.832
2013
1,97
0
1.826
1.826
1.826
353
332
295
211
2014
353
332
295
211
137
133
137
2016
353
332
295
211
2015
126
127
127
341
319
283
199
2017
126
127
127
120
341
319
283
199
2018
2015
1,67
2014
1,67
2011
3,25
125
1.824
126
127
127
120
113
341
319
283
199
2019
1.826
2016
1,67
103
104
104
105
106
106
318
296
260
176
2020
1.826
2017
1,67
103
104
104
105
106
106
105
318
296
260
176
2021
1.826
2018
1,67
1.826
2019
1,67
1.826
2020
1,67
EUR/MWh
Ro
CAPEX
Capacidad
Rango potencia
SFV26
129
S1E
< 10 MW
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2009
4,85
5
2.309
000 EUR /MW
R inv
1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
EUR/MW 0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
MW
horas 2.284 2.284 2.284 2.284 2.284 2.284 2.284 2.284 2.284 2.284 2.284
Estándar:
MW instalados:
Tabla 41 – Solar fotovoltaica: P ≤ 10 MW, seguimiento 1 eje (II)
165/198
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2010
4,61
47
2.284
2012
2,65
26
2.270
2013
2,16
0
2.284
2.284
2.284
423
399
340
249
2014
423
399
340
249
138
132
138
2016
423
399
340
249
2015
124
125
125
408
384
325
234
2017
124
125
125
117
408
384
325
234
2018
2015
1,67
2014
1,67
2011
3,79
51
2.271
124
125
125
117
108
408
384
325
234
2019
2.284
2016
1,67
95
96
96
98
98
98
378
355
297
205
2020
2.284
2017
1,67
95
96
96
98
98
98
97
378
355
297
205
2021
2.284
2018
1,67
2.284
2019
1,67
2.284
2020
1,67
EUR/MWh
Ro
CAPEX
Capacidad
Rango potencia
SFV27
85
S2E
< 10 MW
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
1
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2009
5,10
46
2.185
000 EUR /MW
R inv
1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
EUR/MW 0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
MW
horas 2.151 2.151 2.151 2.151 2.151 2.151 2.151 2.151 2.151 2.151 2.151
Estándar:
MW instalados:
Tabla 42 – Solar fotovoltaica: P ≤ 10 MW, seguimiento 2 ejes (II)
166/198
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2010
4,84
17
2.121
2012
2,79
7
2.149
2013
2,23
0
2.151
2.151
2.151
464
461
379
271
2014
464
461
379
271
148
143
148
2016
464
461
379
271
2015
136
136
136
450
450
367
259
2017
136
136
136
129
450
450
367
259
2018
2015
1,67
2014
1,67
2011
3,98
16
2.147
136
136
136
129
121
450
450
367
259
2019
2.151
2016
1,67
109
110
110
111
112
112
422
424
340
232
2020
2.151
2017
1,67
109
110
110
111
112
112
111
422
424
340
232
2021
2.151
2018
1,67
2.151
2019
1,67
2.151
2020
1,67
Solar termoeléctrica
EUR/MWh
Ro
CAPEX
Capacidad
STE1
1.322
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
32
32
32
32
32
2014
31
31
31
31
31
31
2015
29
29
29
29
29
29
29
2016
26
26
26
26
26
26
26
26
2017
1998 1999 2000 2001
0,00
0,00
0,00
0,00
EUR/MW
0
0
0
0
MW
horas 2.300 2.300 2.300 2.300
Estándar:
MW instalados:
23
23
23
23
23
23
23
23
23
2018
2002
0,00
0
2.300
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
2019
2003
0,00
0
2.300
Tabla 43 – Solar termoeléctrica: CCP sin almacenamiento
D.
16
16
16
16
16
16
16
16
16
16
16
2020
2004
0,00
0
2.300
16
16
16
16
16
16
16
16
16
16
16
16
2021
2005
0,00
0
2.300
2006
0,00
0
2.300
2007
0,00
0
2.300
2009
4,30
100
2.300
000 EUR /MW
R inv
2008
0,00
0
2.300
167/198
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2010
4,80
250
2.300
2012
5,00
622
2.300
2013
4,93
150
2.300
2.300
2.300
524
542
586
544
480
2014
524
542
586
544
480
480
2015
524
542
586
544
480
480
480
2016
524
542
586
544
480
480
480
480
2017
524
542
586
544
480
480
480
480
480
2018
2015
4,93
2014
4,93
2011
5,30
200
2.300
524
542
586
544
480
480
480
480
480
480
2019
2.300
2016
4,93
524
542
586
544
480
480
480
480
480
480
480
2020
2.300
2017
4,93
524
542
586
544
480
480
480
480
480
480
480
480
2021
2.300
2018
4,93
2.300
2019
4,93
2.300
2020
4,93
EUR/MWh
Ro
CAPEX
Capacidad
STE2
949
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
20
20
20
20
20
20
2014
20
20
20
20
20
20
20
2015
18
18
18
18
18
18
18
18
2016
15
15
15
15
15
15
15
15
15
2017
1998 1999 2000 2001
0,00
0,00
0,00
0,00
EUR/MW
0
0
0
0
MW
horas 3.530 3.530 3.530 3.530
Estándar:
MW instalados:
11
11
11
11
11
11
11
11
11
11
2018
2002
0,00
0
3.530
8
8
8
8
8
8
8
8
8
8
8
2019
2003
0,00
0
3.530
Tabla 44 – Solar termoeléctrica: CCP con almacenamiento
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
2020
2004
0,00
0
3.530
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
2021
2005
0,00
0
3.530
2006
0,00
0
3.530
2007
0,00
0
3.530
2009
6,00
100
3.530
000 EUR /MW
R inv
2008
6,00
50
3.530
168/198
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2010
6,20
200
3.530
2012
6,30
200
3.530
2013
6,30
200
3.530
3.530
3.530
746
642
665
762
684
613
2014
746
642
665
762
684
613
613
2015
746
642
665
762
684
613
613
613
2016
746
642
665
762
684
613
613
613
613
2017
746
642
665
762
684
613
613
613
613
613
2018
2015
6,30
2014
6,30
2011
6,84
200
3.530
746
642
665
762
684
613
613
613
613
613
613
2019
3.530
2016
6,30
746
642
665
762
684
613
613
613
613
613
613
613
2020
3.530
2017
6,30
746
642
665
762
684
613
613
613
613
613
613
613
613
2021
3.530
2018
6,30
3.530
2019
6,30
3.530
2020
6,30
Hidroeléctrica
EUR/MWh
Ro
CAPEX
Capacidad
HID1
1.131
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2014
2015
2016
2017
1998 1999 2000 2001
1,68
1,67
1,65
1,66
EUR/MW
733
39
46
41
MW
horas 2.774 2.774 2.774 2.774
Estándar:
MW instalados:
2018
2002
1,67
29
2.774
Tabla 45 – Hidroeléctrica: P ≤ 10 MW fluyente (b.4.1)
E.
2019
2003
1,67
48
2.774
2020
2004
1,69
26
2.774
2021
2005
1,74
41
2.774
2006
1,82
37
2.774
2007
1,94
26
2.774
2009
1,94
21
2.774
000 EUR /MW
R inv
2008
1,98
19
2.774
169/198
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2010
1,93
9
2.774
2012
2,00
9
2.774
2013
2,00
3
2.774
2015
2,00
2.774
2014
2,00
2.774
2.774
2016
2,00
2.774
2017
2,00
2.774
2018
2,00
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021
202
202
202
185
185
185
150
150
182
182
182
166
166
166
131
131
161
161
161
144
144
144
111
111
152
152
152
135
135
135
103
103
141
141
141
125
125
125
93
93
135
135
135
118
118
118
86
86
150
150
150
134
134
134
103
103
170
170
170
154
154
154
123
123
190
190
190
174
174
174
143
143
204
204
204
188
188
188
157
157
210
210
210
194
194
194
163
163
200
200
200
184
184
184
153
153
197
197
197
181
181
181
151
151
194
194
194
178
178
178
148
148
190
190
190
174
174
174
143
143
175
175
175
159
159
159
128
128
173
173
159
159
159
129
129
167
159
159
159
129
129
159
159
159
129
129
150
150
131
131
142
132
132
132
132
129
2011
1,96
4
2.774
2.774
2019
2,00
2.774
2020
2,00
EUR/MWh
Ro
CAPEX
Capacidad
HID2
282
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2014
2015
2016
2017
1998 1999 2000 2001
1,17
1,17
1,16
1,17
EUR/MW
183
10
12
10
MW
horas 2.774 2.774 2.774 2.774
Estándar:
MW instalados:
2018
2002
1,17
7
2.774
2019
2003
1,17
12
2.774
Tabla 46 – Hidroeléctrica: P ≤ 10 MW pie de presa (b.4.2)
2020
2004
1,18
6
2.774
2021
2005
1,22
10
2.774
2006
1,28
9
2.774
2007
1,36
6
2.774
2009
1,36
5
2.774
000 EUR /MW
R inv
2008
1,39
5
2.774
170/198
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2010
1,35
2
2.774
2012
1,40
2
2.774
2013
1,40
0
2.774
2.774
2.774
19
48
75
95
109
109
114
118
118
2014
19
48
75
95
109
109
114
118
118
108
101
108
2016
19
48
75
95
109
109
114
118
118
2015
93
94
94
2
32
59
78
92
92
98
101
102
2017
93
94
94
84
2
32
59
78
92
92
98
101
102
2018
2015
1,40
2014
1,40
2011
1,37
1
2.774
93
94
94
84
76
2
32
59
78
92
92
98
101
102
2019
2.774
2016
1,40
62
63
63
65
66
66
27
47
61
61
67
71
71
2020
2.774
2017
1,40
62
63
63
65
66
66
62
27
47
61
61
67
71
71
2021
2.774
2018
1,40
2.774
2019
1,40
2.774
2020
1,40
EUR/MWh
Ro
CAPEX
Capacidad
HID3
660
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2014
2015
2016
2017
1998 1999 2000 2001
0,92
0,92
0,91
0,92
EUR/MW
378
0
0
38
MW
horas 2.502 2.502 2.502 2.502
Estándar:
MW instalados:
Tabla 47 – Hidroeléctrica: 10 < P ≤ 50 MW (b.5)
2018
2002
0,92
0
2.502
2019
2003
0,92
0
2.502
2020
2004
0,93
19
2.502
2021
2005
0,96
14
2.502
2006
1,00
64
2.502
2007
1,07
101
2.502
2009
1,07
17
2.502
000 EUR /MW
R inv
2008
1,09
29
2.502
171/198
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2010
1,06
0
2.502
2012
1,10
0
2.502
2013
1,10
0
2.502
2.502
2.502
24
32
45
47
54
56
2014
24
32
45
47
54
56
65
60
65
2016
24
32
45
47
54
56
2015
53
53
53
8
17
30
32
39
41
2017
53
53
53
44
8
17
30
32
39
41
2018
2015
1,10
2014
1,10
2011
1,08
0
2.502
53
53
53
44
37
8
17
30
32
39
41
2019
2.502
2016
1,10
25
25
25
27
28
28
3
10
12
2020
2.502
2017
1,10
25
25
25
27
28
28
24
3
10
12
2021
2.502
2018
1,10
2.502
2019
1,10
2.502
2020
1,10
Biomasa
EUR/MWh
Ro
CAPEX
Capacidad
BIO1
302
Biomasas (b6)
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2002
2,02
8
6.500
2003
2,12
10
6.500
2004
2,22
1
6.500
2005
2,34
32
6.500
43
43
43
43
43
43
43
43
43
43
43
43
43
43
43
43
43
43
43
43
43
43
43
43
43
43
43
43
43
41
41
41
41
41
41
41
41
41
41
41
41
41
41
41
41
39
39
39
39
39
39
39
39
39
39
39
39
39
39
39
39
39
36
36
36
36
36
36
36
36
36
36
36
36
36
36
36
36
36
36
33
33
33
33
33
33
33
33
33
33
33
33
33
33
33
33
33
33
33
29
29
29
29
29
29
29
29
29
29
29
29
29
29
29
29
29
29
29
29
29
29
29
29
29
29
29
29
29
29
29
29
29
29
29
29
29
29
29
29
29
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021
43
43
41
39
36
33
29
29
1998 1999 2000 2001
1,66
1,74
1,83
1,92
EUR/MW
3
0
5
29
MW
horas 6.500 6.500 6.500 6.500
Estándar:
MW instalados:
Combustible
Tabla 48 – Biomasa: biomasa agro-forestal (b.6)
F.
2006
2,46
0
6.500
2007
2,58
8
6.500
2009
2,85
39
6.500
000 EUR /MW
R inv
2008
2,71
27
6.500
172/198
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2010
2,99
29
6.500
2012
3,30
70
6.500
2013
3,30
24
6.500
2015
3,30
6.500
2014
3,30
6.500
6.500
2016
3,30
6.500
2017
3,30
6.500
2018
3,30
446
391
350
316
285
304
326
310
313
317
320
332
349
293
446
391
350
316
285
304
326
310
313
317
320
332
349
293
293
446
391
350
316
285
304
326
310
313
317
320
332
349
293
293
293
446
391
350
316
285
304
326
310
313
317
320
332
349
293
293
293
293
446
391
350
316
285
304
326
310
313
317
320
332
349
293
293
293
293
293
446
391
350
316
285
304
326
310
313
317
320
332
349
293
293
293
293
293
293
446
391
350
316
285
304
326
310
313
317
320
332
349
293
293
293
293
293
293
293
446
391
350
316
285
304
326
310
313
317
320
332
349
293
293
293
293
293
293
293
293
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021
582
582
582
582
582
582
582
582
2011
3,14
17
6.500
6.500
2019
3,30
6.500
2020
3,30
EUR/MWh
Ro
CAPEX
Capacidad
BIO2
217
Biomasas (b8)
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
22
22
22
22
22
22
24
24
24
24
24
25
25
25
25
22
22
24
24
25
25
22
22
22
22
22
2016
24
24
24
24
24
2015
25
25
25
25
25
2014
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
2017
1998 1999 2000 2001
1,43
1,50
1,57
1,65
EUR/MW
0
5
38
12
MW
horas 6.500 6.500 6.500 6.500
Estándar:
MW instalados:
Combustible
Tabla 49 – Biomasa: de origen industrial (b.8)
16
16
16
16
16
16
16
16
16
16
16
16
16
16
16
2018
2002
1,73
52
6.500
13
13
13
13
13
13
13
13
13
13
13
13
13
13
13
13
2019
2003
1,82
18
6.500
9
9
9
9
9
9
9
9
9
9
9
9
9
9
9
9
9
2020
2004
1,91
0
6.500
9
9
9
9
9
9
9
9
9
9
9
9
9
9
9
9
9
9
2021
2005
2,00
8
6.500
2006
2,10
48
6.500
2007
2,20
0
6.500
2009
2,42
21
6.500
000 EUR /MW
R inv
2008
2,31
0
6.500
173/198
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2010
2,54
14
6.500
2012
2,80
1
6.500
2013
2,80
0
6.500
6.500
6.500
204
230
260
290
136
145
135
107
105
119
126
2014
249
204
230
260
290
136
145
135
107
105
119
126
2015
249
249
204
230
260
290
136
145
135
107
105
119
126
2016
249
249
249
204
230
260
290
136
145
135
107
105
119
126
2017
249
249
249
249
204
230
260
290
136
145
135
107
105
119
126
2018
2015
2,80
2014
2,80
2011
2,67
1
6.500
249
249
249
249
249
204
230
260
290
136
145
135
107
105
119
126
2019
6.500
2016
2,80
249
249
249
249
249
249
204
230
260
290
136
145
135
107
105
119
126
2020
6.500
2017
2,80
249
249
249
249
249
249
249
204
230
260
290
136
145
135
107
105
119
126
2021
6.500
2018
2,80
6.500
2019
2,80
6.500
2020
2,80
Biogás
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2014
2015
2016
2017
1998 1999 2000 2001
1,23
1,24
1,26
1,28
EUR/MW
11
3
7
5
MW
horas 4.235 4.235 4.235 4.235
EUR/MWh
Ro
CAPEX
Capacidad
Estándar:
BGA1
MW instalados:
120
Combustible Biogás vertedero
2018
2002
1,29
4
4.235
2019
2003
1,31
55
4.235
2020
2004
1,32
3
4.235
2021
2005
1,34
3
4.235
Tabla 50 – Biogás: recuperado en los vertederos controlados (b.7.1)
G.
2006
1,36
9
4.235
2007
1,37
4
4.235
2009
1,41
2
4.235
000 EUR /MW
R inv
2008
1,39
3
4.235
174/198
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2010
1,42
6
4.235
2012
1,46
1
4.235
2013
1,46
0
4.235
4.235
4.235
28
59
85
112
134
2014
28
59
85
112
134
119
109
119
2016
28
59
85
112
134
2015
94
95
95
32
59
85
107
2017
94
95
95
81
32
59
85
107
2018
2015
1,46
2014
1,46
2011
1,44
3
4.235
94
95
95
81
65
32
59
85
107
2019
4.235
2016
1,46
43
44
45
47
49
49
7
33
56
2020
4.235
2017
1,46
43
44
45
47
49
49
47
7
33
56
2021
4.235
2018
1,46
4.235
2019
1,46
4.235
2020
1,46
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2002
2,17
14
3.288
2003
2,21
0
3.288
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
7
7
7
7
7
7
7
7
7
7
7
7
7
7
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
2014 2015 2016 2017 2018 2019
10
10
7
4
1
1998 1999 2000 2001
2,06
2,09
2,11
2,14
EUR/MW
1
0
0
2
MW
horas 3.288 3.288 3.288 3.288
EUR/MWh
Ro
CAPEX
Capacidad
Estándar:
BGA2
MW instalados:
114
Combustible Biogás vertedero
2020
2004
2,24
3
3.288
Tabla 51 – Biogás: generado en digestores anaerobios (b.7.2)
2021
2005
2,27
12
3.288
2006
2,30
0
3.288
2007
2,33
6
3.288
2009
2,40
17
3.288
000 EUR /MW
R inv
2008
2,36
10
3.288
175/198
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2010
2,43
15
3.288
2012
2,50
3
3.288
2013
2,50
26
3.288
2015
2,50
3.288
2014
2,50
3.288
3.288
2016
2,50
3.288
2017
2,50
3.288
2018
2,50
243
288
257
245
242
247
222
218
233
415
336
277
243
288
257
245
242
247
222
222
218
233
415
336
277
243
288
257
245
242
247
222
222
222
218
233
415
336
277
243
288
257
245
242
247
222
222
222
222
218
233
415
336
277
243
288
257
245
242
247
222
222
222
222
222
218
233
415
336
277
243
288
257
245
242
247
222
222
222
222
222
214
218
233
415
336
277
221
267
236
224
221
226
201
201
201
201
201
202
202
197
212
392
314
255
221
267
236
224
221
226
201
201
201
201
201
202
202
200
197
212
392
314
255
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021
620
620
620
620
620
620
597
597
2011
2,47
4
3.288
3.288
2019
2,50
3.288
2020
2,50
TRE1
414,00
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
69
69
67
67
73
73
72
73
73
69
69
69
69
69
69
69
69
2016
73
73
73
73
73
73
73
73
2015
73
73
73
73
73
73
73
73
2014
72
72
72
74
74
74
74
74
74
74
74
74
74
2017
1998 1999 2000 2001
0,80
0,79
0,80
0,84
EUR/MW
0
29
30
63
MW
horas 7.008 7.008 7.008 7.008
72
72
72
72
74
74
74
74
74
74
74
74
74
74
2018
2002
0,86
16
7.008
Re
Rt
SSAA horas brutas
40%
36%
0% n.a.
EUR/MWh
Ro
CAPEX
Capacidad
Estándar:
MW instalados:
Tabla 52 – Tratamiento de purines (d.1)
H.
72
72
72
72
72
74
74
74
74
74
74
74
74
74
74
2019
2003
0,86
81
7.008
72
72
72
72
72
72
74
74
74
74
74
74
74
74
74
2020
2004
0,87
30
7.008
71
71
71
71
71
71
71
73
73
73
73
73
73
73
73
2021
2005
0,90
37
7.008
2006
0,95
52
7.008
2007
1,00
0
7.008
2009
1,10
68
7.008
176/198
000 EUR /MW
R inv
2008
1,03
7
7.008
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2010
1,06
0
7.008
2012
1,18
0
7.008
2013
1,18
0
7.008
7.008
7.008
48
2014
115
48
2015
115
115
48
2016
115
115
115
48
2017
115
115
115
115
48
2018
2015
1,18
2014
1,18
2011
1,10
0
7.008
115
115
115
115
115
48
2019
7.008
2016
1,18
115
115
115
115
115
115
48
2020
7.008
2017
1,18
115
115
115
115
115
115
115
48
2021
7.008
2018
1,18
7.008
2019
1,18
7.008
2020
1,18
EUR/MWh
Ro
CAPEX
Capacidad
TRE2
211
Gas Natural
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
49
49
49
49
49
49
49
49
2014
45
45
45
45
45
45
45
45
43
43
47
2016
49
49
49
49
49
49
49
49
2015
45
45
45
47
47
47
47
47
47
47
47
2017
1998 1999 2000 2001
0,72
0,72
0,72
0,76
EUR/MW
0
0
0
0
MW
horas 6.000 6.000 6.000 6.000
43
43
43
43
45
45
45
45
45
45
45
45
2018
2002
0,78
24
6.000
Re
Rt
SSAA horas brutas
40%
36%
0% n.a.
Estándar:
MW instalados:
Combustible
41
41
41
41
41
44
44
44
44
44
44
44
44
2019
2003
0,78
33
6.000
2004
0,79
10
6.000
40
40
40
40
40
40
42
42
42
42
42
42
42
42
2020
Tabla 53 – Tratamiento y reducción de lodos (de aceite d.2)
40
40
40
40
40
40
40
42
42
42
42
42
42
42
42
2021
2005
0,82
30
6.000
2006
0,86
22
6.000
2007
0,91
25
6.000
2009
1,00
43
6.000
000 EUR /MW
R inv
2008
0,94
25
6.000
177/198
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2010
0,96
0
6.000
2012
1,07
0
6.000
2013
1,07
0
6.000
6.000
6.000
29
2014
104
29
2015
104
104
29
2016
104
104
104
29
2017
104
104
104
104
29
2018
2015
1,07
2014
1,07
2011
1,00
0
6.000
104
104
104
104
104
29
2019
6.000
2016
1,07
104
104
104
104
104
104
29
2020
6.000
2017
1,07
104
104
104
104
104
104
104
29
2021
6.000
2018
1,07
6.000
2019
1,07
6.000
2020
1,07
EUR/MWh
Ro
CAPEX
Capacidad
CRE1
285
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2014
2015
2016
2017
1998 1999 2000 2001
4,84
4,93
5,03
5,13
EUR/MW
0
0
0
22
MW
horas 5.842 5.842 5.842 5.842
Estándar:
MW instalados:
2018
2002
5,23
6
5.842
2019
2003
5,34
0
5.842
2020
2004
5,44
100
5.842
2021
2005
5,55
0
5.842
2006
5,66
10
5.842
Tabla 54 – Instalaciones de residuos domésticos (RSU) y similares (c.1)
I.
2007
5,78
2
5.842
2009
6,01
0
5.842
000 EUR /MW
R inv
2008
5,89
0
5.842
178/198
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2010
6,13
75
5.842
2012
6,37
0
5.842
2013
6,50
0
5.842
5.842
5.842
82
105
113
96
82
105
113
82
105
2
2016
2
2015
2
2014
73
75
75
36
59
2017
73
75
75
52
36
59
2018
2015
6,50
2014
6,50
2011
6,25
2
5.842
73
75
75
52
28
36
59
2019
5.842
2016
6,50
2
2
2020
5.842
2017
6,50
2
2
2021
5.842
2018
6,50
5.842
2019
6,50
5.842
2020
6,50
EUR/MWh
Ro
CAPEX
Capacidad
CRE2
267
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2014
2015
2016
2017
1998 1999 2000 2001
3,96
4,07
4,19
4,31
EUR/MW
14
11
0
29
MW
horas 4.163 4.163 4.163 4.163
Estándar:
MW instalados:
2018
2002
4,43
12
4.163
2019
2003
4,55
0
4.163
2020
2004
4,68
19
4.163
2021
2005
4,81
0
4.163
Tabla 55 – Instalaciones de residuos industriales, gas residual (c.2)
2006
4,94
0
4.163
2007
5,08
0
4.163
2009
5,37
26
4.163
000 EUR /MW
R inv
2008
5,23
0
4.163
179/198
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2010
5,52
0
4.163
2012
5,84
12
4.163
2013
6,00
3
4.163
4.163
4.163
30
112
151
169
167
164
112
151
169
167
2015
30
2014
151
169
167
164
152
112
30
2016
119
137
135
136
137
137
79
2017
119
137
135
136
137
137
121
79
2018
2015
6,00
2014
6,00
2011
5,68
78
4.163
119
137
135
136
137
137
121
103
79
2019
4.163
2016
6,00
62
80
78
79
80
80
83
85
85
21
2020
4.163
2017
6,00
62
80
78
79
80
80
83
85
85
81
21
2021
4.163
2018
6,00
4.163
2019
6,00
4.163
2020
6,00
IV. Bibliografía
A. Eólica
Para la construcción del estándar de energía eólica se han utilizado las siguientes
fuentes:
•
IDAE: Información de costes de instalaciones concretas puesta a disposición
para la realización del informe
•
•
•
AEE: Evolución de la capacidad unitaria por aerogenerador
Banco Mundial: materias primas
Bloomberg: Wind turbine Price Index H2 2013 para precios de turbinas a nivel
europeo entre 2006 y 2014E
CNE: capacidad instalada, horas equivalentes, retribución y producción eólica
por opción de venta (base de datos de noviembre 2013)
Entrevistas con sector: (promotores, fabricantes y proveedores O&M) –
Costes de inversión y operación y desglose de ambos
Intermoney: Referencias de costes de O&M entre 1998 y 2012
PER: Plan de Energías Renovables 2005-2010 y 2011-2020 – Referencias de
costes de inversión y explotación
RBSC: experiencia en proyectos – Precios de turbinas
UN Comtrade: materias primas
•
•
•
•
•
•
Retribución y horas
Para el cálculo de la retribución histórica recibida y de las horas de funcionamiento
pasado de las instalaciones tipo se ha utilizado la base de datos de liquidaciones
publicada por la CNE (actualización de noviembre 2013).
Durante el procesamiento de dicha base de datos se han identificado inconsistencias
en la misma y se han realizado ajustes tras las sesiones de trabajo con el IDAE.
CAPEX
Para la construcción del CAPEX, se han empleado 3 estudios que representan
aproximadamente 60% (14 GW), 10% (2 GW) y 5% (1 GW) del mercado eólico
español. La base de datos fue filtrada para eliminar valores extremos y los datos
utilizados fueron contrastados con expertos del sector.
Para la construcción del CAPEX, además de las fuentes anteriores, se han empleado
datos recogidos en entrevistas con el sector. En aquellos años en los que no se
disponía de datos se ha interpolado y se ha ajustado conforme a la experiencia de
RBSC.
Para el cálculo del coste de inversión a futuro se ha estimado que seguirá constante
hasta 2020.
180/198
OPEX
Para la construcción del OPEX, se ha empleado una base de datos representativa de
aproximadamente 60% del mercado eólico español que se ha completado con datos
recogidos en entrevistas con el sector y se ha calculado por año de puesta en marcha.
Para el cálculo del coste de operación a futuro se ha estimado que seguirá una
crecimiento constante del 1% hasta 2020.
181/198
B. Cogeneración
Para la construcción del estándar de cogeneración se han utilizado las siguientes
fuentes:
•
•
•
•
•
•
AEAT (Agencia Tributaria): gas natural de importación (datos de la aduana)
Banco Mundial: barril de Brent
Bloomberg: barril de Brent, gas natural, carbón, derechos de emisión CO2
BOE: CMP (Coste de la Materia Prima) del Gas Natural
Comunidad de Madrid: Guía de la cogeneración 2010
EIA (US Energy Information Agency): Precio de Gas Natural
Entrevistas con sector (asociaciones y productores): Costes de inversión y
explotación basados en instalaciones reales
IEA (International Energy Agency): Precio de Gas Natural y combustibles para
industria
NYMEX (New York Mercantile Exchange): Gas Natural
OPEP (Organización de Países Exportadores de Petróleo): barril de Brent
•
•
•
•
•
•
Retribución, Horas y Precios de venta de energía eléctrica al sistema
(vs. Precios de compra de energía eléctrica sustituida)
En la estimación de los ingresos recibidos históricamente por las instalaciones de
cogeneración, se han tenido en cuenta tres conceptos complementarios:
•
En primer lugar, los ingresos por la venta de electricidad vertida al sistema.
•
En segundo lugar, los ingresos por la venta de electricidad al sistema/proceso
adjunto a la cogeneradora (frecuentemente un proceso industrial), valorada al
precio de la electricidad que tendría como consumidor industrial.
•
Finalmente, se han tenido en cuenta los ingresos por venta de calor al
proceso/sistema adjunto, con el fin de obtener resultados contrastables con los
calculados por el IDAE.
Combustibles
Para calcular los precios de los distintos combustibles (gas natural, fueloil y carbón) se
ha empleado el CMP (Coste de la Materia Prima) publicado en el BOE, con un modelo
que tiene en cuenta el coste de peajes e impuestos aplicables a cada uno.
182/198
Descuento de calor – referencias internacionales:
•
Países Bajos: ECN, informe "WKK 2008 – Onrendabele top berekeningen voor
bestaande" (mayo 2008)
•
Reino Unido: AEA, informe "Renewable CHP Heat Cost Curves for RHI Setting
– report for the DECC" (septiembre 2012)
CAPEX
Para la construcción del CAPEX, se han empleado datos recogidos en entrevistas con
el sector y ejemplos recogidos de proyectos RBSC representando aproximadamente
un 12% del mercado español (750 MW). En aquellos años en los que no se disponía
de datos se ha interpolado y se ha ajustado conforme a la experiencia de RBSC.
Hay que mencionar la existencia histórica de incentivos a la inversión, de particular
importancia en la micro cogeneración, en la que hemos considerado ajustes del 20%
en el CAPEX.
hasta 2020.
OPEX
Para la construcción del OPEX, se han empleado datos recogidos en entrevistas con
el sector y ejemplos recogidos de proyectos RBSC. Se ha calculado el OPEX por año
de puesta en marcha.
evolución constante del 1% hasta 2020.
183/198
C. Solar Fotovoltaica
Para la construcción del estándar de solar fotovoltaica se han utilizado las siguientes
fuentes:
•
•
Entrevistas con sector (promotores, propietarios, asociaciones y proveedores
O&M): Costes de inversión y operación y desglose de ambos
EPIA (European Photovoltaic Industry Association): referencias de CAPEX
2000-2010
PER (Plan de Energías Renovables 2005-2010 y 2011-2020): puntos de
referencia de costes de inversión y explotación
Registro Mercantil (ej. cuentas auditadas): Costes de inversión y operación
•
•
•
•
CAPEX
Para la construcción del CAPEX, se ha empleado una base de datos representativa de
aproximadamente 25% del mercado fotovoltaico español (1 GW). La base de datos fue
filtrada para eliminar valores extremos y los datos utilizados fueron contrastados con
expertos del sector.
Para el cálculo del coste de inversión a futuro se han tenido en cuenta los costes de
inversión actuales (2014, extrapolando 2013), y se ha estimado que seguirá constante
hasta 2020.
Todos los valores están expresados en millones de euros por MW pico. Puesto que se
han utilizado datos de instalaciones reales, no se ha aplicado una relación estándar
entre MW nominal y MW pico, si bien en la muestra observada, el MW pico es un 15%
superior al MW nominal, de media.
OPEX
Para la construcción del OPEX, se ha reconstruido el OPEX de 2012 por partidas para
cada caso tipo y se ha deflactado con el IPC para el resto de años. No se ha calculado
el OPEX por año de puesta sino que se ha empleado la misma senda para cada año
de puesta en marcha. Dichos valores también fueron contrastados con fuentes del
sector.
184/198
Todos los valores están expresados en miles de euros por MW pico. Puesto que se
han utilizado datos de instalaciones reales, no se ha aplicado una relación estándar
entre MW nominal y MW pico, si bien en la muestra observada, el MW pico es un 15%
superior al MW nominal, de media.
evolución constante del 1% hasta 2020.
185/198
D. Solar Termoeléctrica
Para la construcción del estándar de solar termoeléctrica se han utilizado las
siguientes fuentes:
•
•
Entrevistas con sector: Costes de inversión y operación y desglose de ambos
PER (Plan de Energías Renovables 2011-2020): puntos de referencia de
costes de inversión y explotación
Registro Mercantil (ej. cuentas auditadas): CAPEX, OPEX y desgloses de
ambos
•
•
•
CAPEX
Para la construcción del CAPEX, se han obtenido los datos de inversión del 100% de
las instalaciones a partir de las cuentas auditadas (activo material e inmaterial del 50%
de las instalaciones sin tener en cuenta depreciaciones), datos publicados por los
propietarios de las instalaciones (20%) y entrevistas con el sector (30%). Estos datos
no tienen en cuenta las inversiones adicionales realizadas con posterioridad a la fecha
de puesta en marcha debido a averías.
hasta 2020.
OPEX
Para la construcción del OPEX, se ha empleado el OPEX de 2012 del 50% del total de
instalaciones y se ha deflactado con el IPC para el resto de años. No se ha calculado
el OPEX por año de puesta sino que se ha empleado la misma senda para cada año
de puesta en marcha. Dichos valores también fueron contrastados con fuentes del
sector mediante un ejercicio de reconstrucción bottom-up de cada una de las partidas.
Para el cálculo del coste de operación a futuro se ha reducido la partida de gas debido
a la previsión de que la generación con gas disminuya como consecuencia de la
retirada de la prima por este concepto a partir de 2013. A partir de 2014 se ha
estimado que el coste de operación seguirá una evolución constante del 1% hasta
2020.
186/198
E. Hidroeléctrica
Para la construcción del estándar de hidroeléctrica se han utilizado las siguientes
fuentes:
•
•
Entrevistas con sector (propietarios y gestores de centrales, asociaciones):
Costes de inversión y operación y desglose de ambos
Experiencia RBSC en proyectos anteriores
referencia de costes de inversión y explotación
•
•
•
CAPEX
Para la construcción del CAPEX, se han obtenido una serie de datos de inversión para
2012 a través de entrevistas con el sector, se ha deflactado con el IPRI para el resto
de años y se ha contrastado con los costes de aproximadamente 300 MW de plantas
reales.
hasta 2020.
OPEX
Para la construcción del OPEX, se ha empleado el OPEX de 2012 que se ha obtenido
a través de entrevistas con el sector, se ha deflactado con el IPC para el resto de
años. No se ha calculado el OPEX por año de puesta sino que se ha empleado la
misma senda para cada año de puesta en marcha. Se han contrastado los resultados
con los costes operacionales de aproximadamente 300 MW de plantas reales.
crecimiento constante del 1% hasta 2020.
187/198
F. Biomasa
Para la construcción del estándar de biomasa se han utilizado las siguientes fuentes:
•
•
Entrevistas con sector (productores, propietarios y explotadores de plantas):
Precios de biomasa, costes de inversión y explotación
referencia de consumos y coste de materias primas
•
•
CAPEX
Para la construcción del CAPEX se ha empleado un estudio de 35 MW además de
otros datos recogidos en entrevistas con agentes del sector (productores, propietarios
y explotadores de plantas). En aquellos años en los que no se disponía de datos se ha
interpolado y se ha ajustado conforme a la experiencia de RBSC.
hasta 2020.
OPEX
Para la construcción del OPEX (y en particular para calcular los costes de los
insumos), se ha empleado un estudio de 35 MW además de otros datos recogidos en
entrevistas con agentes del sector.
188/198
G. Biogás
Para la construcción del estándar de biogás se han utilizado las siguientes fuentes:
•
•
Entrevistas con sector (productores, propietarios y explotadores de plantas):
Costes de inversión y explotación
•
CAPEX
Para la construcción del CAPEX se han empleado datos recogidos en entrevistas con
el sector. En aquellos años en los que no se disponía de datos se ha interpolado y se
ha ajustado conforme a la experiencia de RBSC.
hasta 2020.
OPEX
Para la construcción del OPEX, se han empleado datos recogidos en entrevistas con
el sector.
189/198
H. Tratamiento de residuos
•
•
•
ADAP (Informe junio 2011): puntos de referencia de costes de inversión
explotación basados en instalaciones reales
•
CAPEX
Para la construcción del CAPEX se han empleado estudios y datos recogidos en
entrevistas con el sector (ej. en Purines, 2 estudios representando 55MW y más del
80% del mercado español; y en Orujo un estudio que representa más del 80% del
mercado español).
hasta 2020.
OPEX
Para la construcción del OPEX, se han empleado estudios y datos recogidos en
entrevistas con el sector (ver fuentes CAPEX).
190/198
I. Combustión de residuos
•
•
explotación basados en instalaciones reales (ej. consumo de gas y electricidad)
•
CAPEX
Para la construcción del CAPEX se han empleado estudios y datos recogidos en
entrevistas con el sector (ej. c.1: dos estudios con aprox. 60% (aprox. 170 MW) y el
aprox. 20% (aprox. 50 MW) de la capacidad instalada, respectivamente; c.2: dos
estudios con aprox. 50% de la capacidad instalada (aprox. 80 MW) y la totalidad de
plantas de Licores Negros (160 MW).
hasta 2020.
OPEX
Para la construcción del OPEX, se han empleado estudios y datos recogidos en
entrevistas con el sector (ver fuentes CAPEX).
191/198
V. Roland Berger: Modelo Mayorista de Electricidad
RBSC desarrolló un Modelo Mayorista de Electricidad para pronosticar escenarios
detallados de evolución a 2030. Este modelo es una herramienta probada de previsión
para los mercados ibérico y europeo.
> Cobertura de 16 mercados en Europa, representando más del 93% del consumo de electricidad europeo total y
simulando interconexiones entre países con limitaciones y flujos reales para determinados diferenciales de precio –
relevante para precios ibéricos
> Elección entre 3 precios (pico, hombro, base) o 120 casaciones oferta/demanda según el uso de la producción y el
tiempo disponible y basándose en la naturaleza específica de demanda/carga de cada mercado – 3 es suficiente para
previsiones a largo plazo
> Utilización de la base de datos de plantas reales (incluyendo plantas actuales y futuras) representando toda la
capacidad de generación de todos los países seleccionados – más de 15.000 plantas/unidades en Europa, clasificadas
en detalle
> Simulación de generación de energía renovable según la evolución de las diferentes tecnologías y la disponibilidad
histórica por periodo, en detalle
> Simulación de estrategias del sistema de ofertas según el ratio de cobertura por periodo en cada mercado
(marginal, marginal + O&M 1), coste total) y la cuota de mercado de los principales agentes (impacto en cartera) –
impacto neutral a largo plazo
> Obtención de principales resultados por país/mercado, agente y tecnología – curvas forward, mix de producción,
estructura de PyG (ingresos, EBITDA), factores de carga, emisiones de CO2, uso de combustible y programación, etc.
1) Operación & Mantenimiento
La metodología y el enfoque del modelo están basados en el racional de formación de
precios de electricidad.
1 Datos de entrada
2 Algoritmos
3 Resultados
Precio mayorista subyacente
por mercado
Restricciones
Base de datos europea de
plantas térmicas
Costes de
generación
Capacidad real
Orden de
mérito
Emisiones de CO2 por UE,
país, grupo, agente, tecnología,
año, etc
Primera
casación
Generación con energías
renovables
Flujos de
interconexión
Capacidad de
interconexión
Margen de
Demanda de electricidad por cobertura
mercado
Demanda
Demanda
térmica
Demanda
ajustada
Perfil de oferta (tecnología)
por país
Casación final
Análisis de la sustitución de
gas y carbón – necesidades
Implicaciones de mercado y
económicas/valoración (por
agente, planta, etc,)
…
Posibilidad de probar distintas hipótesis
Cálculos automáticos
Resultados del modelo
192/198
Detalle de los datos de entrada, algoritmos y resultados del modelo:
1 Datos de entrada
2 Algoritmos
3 Resultados
Adiciones /desmantelamiento
Orden de mérito y ofertas
Mercados
> Platts para Europa – detalle de Iberia
> Detalle de nuclear
> Interconexiones
> Orden de mérito anual – 3 órdenes en función
de los ratios de cobertura (coste marginal, más
O&M, coste total)
> Utilización mínima – horas de mayor demanda
(curva de carga asociada)
> Estrategia de precios – las plantas responden
de la misma forma que el ratio de cobertura
> Internacionalización del CO2 – precio del
carbón internacionalizado al 100%
> Dinámica de mercados europeos
críticos – 16 países con 93% del
consumo
> Mercados de CO 2 europeos
relevantes – Suiza y Noruega incluidos
debido a su importancia en la orden de
mérito
Datos de entrada para orden de mérito
> Disponibilidad – varía con la edad de la planta
> Eficiencia – varía con la tecnología, año de
puesta en marcha
> Utilización mínima – en función de las
restricciones
Desglose
Restricciones
Interconexiones
> Dinámica local – minería, regulación, etc.
> Gas – TOPs (Take Or Pays)
> Flujos – el diferencial en "n-1" determina el flujo
en "n", demanda ajustada en "n"
(sumando/restando capacidad total)
Demanda
Ajuste de demanda – térmica
> Caracterización de la curva de carga – 120
Bloques anuales
> Energías renovables – restada de la demanda
> Demanda térmica "neta" – ajustada con
interconexiones
> Geográfico – país, región, global
> Competitivo – planta y agente
Clave
Los datos se basan en fuentes de información públicas conocidas así como en la
visión a futuro de RBSC.
Fuentes consultadas por Roland Berger
Escenarios de
precios de
combustibles
Petróleo
> EIA, IEA, OPEC, IEEJ, EIU, etc.
Carbón
> IEA, UE1), Argus, Bloomberg
CO2
> Ecosecurities, UNESA, Analistas
Uranio
> Bloomberg, Energy Economist
Evolución de O/D Capacidad/tecnología
de electricidad –
Demanda
Precios de
electricidad
> UNESA, Foro Nuclear, PER, Platts, UE, etc.
> Escenarios de crisis (C/P), Escenarios de crecimiento a L/P
1) Unión Europea: Dirección General de Energía y Transporte
193/198
La caracterización de la demanda se basa en datos históricos y escenarios de
capacidad:
Datos históricos
Modelo de caracterización de la demanda
Escenario de
crecimiento
de la
demanda
anual
Demanda histórica
"mercado diario" (horaria)
Fuente:
OMEL 2008-2013
Producción en régimen
especial histórica/factor de
carga (diario)
Fuente: REE, CNE, REN
2008-2013
Escenarios de
crecimiento de
capacidad del
Régimen
Especial 20142030 (anual)
Hipótesis de
balance de
oferta/deman
da por
bombeo
Hipótesis de
% demanda
en mercado
diario
Escenarios
de perfil de
demanda
2014-2030
(horaria)
Demanda histórica anual
Demanda gestionable (neta
de la no gestionable)
Fuente: REE; REN
Construcción
en bloque
basada en 12
curvas de
demanda
monótona al
año
Consumo de bombeo
histórico (diario)
Ajuste
Fuente: REE; REN 20082013
Datos históricos
Escenarios de
factor de carga
del Régimen
Especial 20142030
(horario/diario)
> 120 bloques horarios
> Pico, hombro, base
> 4 estaciones
Escenarios e hipótesis
La base de datos de plantas es detallada y actualizada para calcular los costes de
generación por país:
Source:
Fuel Categories
UNIT ID UNIT
COMPANY
COUNTRY
Capacity
BUSTYPE
STATUS
RB
Company
Country
MW
Business Type
Status
Unit
Unit ID
57
54
56
45
49
53
55
34
35
36
25
31
16
32
22
26
11
24
14
3.168
3.010
3.011
3.154
3.155
3.156
3.157
3.145
3.192
3.193
3.194
3.195
3.196
3.197
3.004
3.005
3.139
3.040
3.041
3.075
3.076
3.087
3.085
3.086
3.088
3.089
3.090
3.111
3.112
3.062
3.063
3.206
Unit
Company
Country
PONT-DE-LOUP WTE 1 ICDI
CETEM LANDFILL IC 12 PAGE SA
MARCHE-EN-FAMENNE WWTP
VERDESIS
GT 1SA
HOUTHALEN-HELCHTEREN
INTERELECTRA
IC 4
CVBA
REMO LANDFILL IC 1
REMO NV
GAZEL IC 1
XYLOWATT SA
APPELS DDS IC 1
ELECTRABEL DISTRIBUTION
SAINT-GHISLAIN SC 1 ELECTRABEL SA
BEVEREN WTE 1
INDAVER NV
JEMEPPE SOLVAY-2 SC 1ELECTRABEL SA
GENT-HAM CC SC 1
SPE - SOC PRODUCTION D'ELEC
SCHAERBEEK 2
ELECTRABEL SA
HAM TESSENDERLO 1 TESSENDERLO-CHEMIE
LEUVEN IVERLEK IC 1 IVERLEK - COOP INTERCOM
DROGENBOS 2 GT 2
ELECTRABEL SA
LANGERBRUGGE 30 GT 1ELECTRABEL SA
ELECTRABEL HQ IC 1
ELECTRABEL SA
ELECTRABEL HQ IC 2
ELECTRABEL SA
ELECTRABEL HQ TEX 1 ELECTRABEL SA
FLEURUS IEH IC 2
ARDOOIE VANROBAYS IC
ELECTRABEL
1
DISTRIBUTION
ANTWERP LUCHTBAL IC ELECTRABEL
3
DISTRIBUTION
ANTWERP LBC IC 1
ANTWERP LBC IC 2
OVERIJSE DE KOCK IC 1ELECTRABEL DISTRIBUTION
HAMME WILLAERT IC 1 ELECTRABEL DISTRIBUTION
BATTICE RADEMEKER ICELECTRABEL
1
DISTRIBUTION
ANGLEUR-3 GT 2
MONSIN GT 1
JEMEPPE SOLVAY-2 GT 1ELECTRABEL SA
ANTWERP ROSARIUM ICROSARIUM
1
ANTWERP ROSARIUM ICROSARIUM
2
NOORDERWIJK BEIRINCKX
ELECTRABEL
IC 1
SA
RIJKEVORSEL MIEROP IC
ELECTRABEL
1
SA
WANZE FACTORY IC 1 RAFFINERIE TIRLEMONTOISE SA
NOORDERWIJK BEIRINCKX
ELECTRABEL
IC 2
SA
RINGVAART CC 1
HARELBEKE HULSTE IC 1WEST-VLAAMSCHE ELEK (WVEM)
HARELBEKE HULSTE IC 2WEST-VLAAMSCHE ELEK (WVEM)
OUDEGEM VPK ELECTRABEL
ELECTRABEL
GT 1
SA
ANDERLECHT A&M IC 1 ELECTRABEL SA
MELSELE PIJL IC 2
ELECTRABEL SA
GENK-LANGERLO 2 GT 1ELECTRABEL SA
RUIEN 5 GT 1
ELECTRABEL SA
LEUVEN INTERBREW
BROUWERIJ ARTOIS NV
Identificación detallada:
- Unidad
- Planta
- Compañía
- País
- T ipo de planta
- Estatus
- Año de puesta en marcha
- T ecnología
- Otros
Capacity Mw
BELGIUM
BELGIUM
BELGIUM
BELGIUM
BELGIUM
BELGIUM
BELGIUM
BELGIUM
BELGIUM
BELGIUM
BELGIUM
BELGIUM
BELGIUM
BELGIUM
BELGIUM
BELGIUM
BELGIUM
BELGIUM
BELGIUM
BELGIUM
BELGIUM
BELGIUM
BELGIUM
BELGIUM
BELGIUM
BELGIUM
BELGIUM
BELGIUM
BELGIUM
BELGIUM
BELGIUM
BELGIUM
BELGIUM
BELGIUM
BELGIUM
BELGIUM
BELGIUM
BELGIUM
BELGIUM
BELGIUM
BELGIUM
BELGIUM
BELGIUM
BELGIUM
BELGIUM
BELGIUM
BELGIUM
BELGIUM
BELGIUM
BELGIUM
BELGIUM
412,000
300,000
300,000
280,000
280,000
280,000
280,000
145,000
145,000
145,000
136,000
135,800
133,000
133,000
130,000
130,000
125,000
124,600
124,000
117,000
107,500
107,500
96,000
96,000
96,000
96,000
94,200
91,000
91,000
91,000
91,000
91,000
91,000
80,150
80,150
60,000
51,500
51,500
49,500
49,500
47,500
47,500
47,500
47,500
47,500
47,500
44,300
44,300
43,000
43,000
39,400
Business Type
Año de desmantelamiento:
- Vida útil de cada tecnología
- Análisis caso por caso
Status
SVCS: MUNI WTE
OPR
SVCS: PRIV PWR DEV/PROD
OPR
MFG: EQUIPMENT
OPR
UTIL: GOVT
OPR
OPR
OPR
OPR
SVCS: MUNI WTE
OPR
MFG: EQUIPMENT
OPR
UTIL: IOU
OPR
OPR
UTIL: IOU
OPR
UTIL: GOVT
OPR
UTIL: IOU
OPR
UTIL: GOVT
OPR
OPR
UTIL: IOU
OPR
OPR
MFG: CHEMICALS
OPR
UTIL: GOVT
OPR
UTIL: IOU
OPR
UTIL: IOU
OPR
UTIL: IOU
OPR
UTIL: IOU
OPR
UTIL: IOU
OPR
UTIL: IOU
OPR
UTIL: IOU
OPR
UTIL: IOU
OPR
UTIL: IOU
OPR
UTIL: IOU
OPR
UTIL: IOU
OPR
UTIL: IOU
OPR
UTIL: IOU
OPR
UTIL: GOVT
OPR
UTIL: GOVT
OPR
UTIL: IOU
OPR
COMM: GREENHOUSE
OPR
COMM: GREENHOUSE
OPR
UTIL: IOU
OPR
UTIL: IOU
OPR
MFG: FOOD PRODUCTS OPR
UTIL: IOU
OPR
UTIL: GOVT
OPR
UTIL: GOVT
OPR
UTIL: GOVT
OPR
UTIL: IOU
OPR
UTIL: IOU
OPR
UTIL: IOU
OPR
UTIL: IOU
OPR
UTIL: IOU
OPR
MFG: FOOD PRODUCTS OPR
YEAR IN
YEAR OUT
Year
Year
Year In
FUEL CATEGORY
Year Out
2004
2003
2004
2002
2002
2003
2003
2000
2000
2001
1997
2000
1991
2000
1997
1997
1987
1997
1990
2001
1993
1993
2001
2001
2001
2001
2000
2003
2003
2003
2003
2003
2003
1978
1983
2000
1996
1996
1998
1998
1998
1998
1998
1998
1998
1999
1999
1999
1998
1998
na
2039
2038
2039
2037
2037
2038
2038
2035
2035
2036
2032
2035
2026
2035
2032
2032
2022
2032
2025
2031
2023
2023
2031
2031
2031
2031
2030
2033
2033
2033
2033
2033
2033
2008
2013
2030
2026
2026
2028
2028
2028
2028
2028
2028
2028
2029
2029
2029
2028
2028
#VALUE!
Efficiency
Efficiency
2004
Efficiency
2015
Efficiency
GJ / MWh
GJ / MWh
2004 Efficiency 2015 Efficiency
BIOMASS, WASTE, OTHERS
GAS
GAS
GAS
GAS
GAS
GAS
GAS
GAS
GAS
GAS
GAS
GAS
GAS
GAS
GAS
GAS
GAS
GAS
GAS
GAS
GAS
GAS
GAS
GAS
GAS
GAS
GAS
GAS
GAS
GAS
GAS
GAS
Eficiencia por planta
- Desde 2005 a 2030
- basada en años de puesta en
marcha, tamaño, combustible y
tecnología
30%
30%
30%
30%
30%
30%
30%
30%
30%
30%
30%
30%
30%
30%
30%
30%
30%
30%
30%
30%
30%
30%
30%
30%
30%
30%
30%
30%
30%
30%
30%
30%
30%
30%
30%
30%
30%
30%
30%
30%
30%
30%
30%
30%
30%
30%
30%
30%
30%
30%
30%
30%
30%
30%
30%
30%
30%
30%
30%
30%
30%
30%
30%
30%
30%
30%
30%
30%
30%
30%
30%
30%
30%
30%
30%
30%
30%
30%
30%
30%
30%
30%
30%
30%
30%
30%
30%
30%
30%
30%
30%
30%
30%
30%
30%
30%
30%
30%
30%
30%
30%
30%
2008
2008
2008
Base:Var. Cost
Shoulder:Var.+ x
Peak: Full Cost
EUR / MWh
EUR / MWh
EUR / MWh
2008
2008
2008
Base:Var. Cost
Shoulder:Var.+ x
Peak: Full Cost
€ 0,0666
€ 0,8675
€ 1,2689
€ 0,3437
€ 0,4869
€ 1,1238
€ 0,3786
€ 1,0293
€ 1,9297
€ 0,9244
€ 1,3387
€ 1,6837
€ 0,3726
€ 0,7967
€ 1,3488
€ 0,1150
€ 1,0762
€ 1,9213
€ 0,3374
€ 1,0037
€ 1,8553
€ 0,1121
€ 0,5964
€ 1,5286
€ 0,5638
€ 0,6327
€ 1,5861
€ 0,4993
€ 1,4624
€ 1,9155
€ 0,4493
€ 0,7086
€ 1,4828
€ 0,7462
€ 1,2299
€ 1,2770
€ 0,4613
€ 1,1615
€ 1,3247
€ 0,6792
€ 1,5904
€ 2,1820
€ 0,1707
€ 0,7066
€ 1,4106
€ 0,3835
€ 1,3009
€ 1,4091
€ 0,0872
€ 0,5745
€ 0,9105
€ 0,7402
€ 0,7482
€ 1,5868
€ 0,8038
€ 1,1890
€ 1,7710
€ 0,7097
€ 0,8397
€ 1,4554
€ 0,1620
€ 1,0683
€ 1,9053
€ 0,2757
€ 0,5879
€ 0,9987
€ 0,5935
€ 0,5982
€ 0,9510
€ 0,3562
€ 0,8000
€ 1,1893
€ 0,5169
€ 0,8402
€ 1,2011
€ 0,6120
€ 0,8779
€ 1,2273
€ 0,6915
€ 1,3504
€ 1,9016
€ 0,7370
€ 0,7965
€ 1,3986
€ 0,4617
€ 1,4381
€ 1,7170
€ 0,4404
€ 0,7588
€ 0,9216
€ 0,6021
€ 1,5915
€ 2,0554
€ 0,7289
€ 0,8290
€ 1,6420
€ 0,1047
€ 0,8163
€ 1,2275
€ 0,0748
€ 0,7012
€ 1,0045
€ 0,5769
€ 1,0280
€ 1,5047
€ 0,6547
€ 1,4503
€ 1,5449
€ 0,0469
€ 0,7641
€ 1,4481
€ 0,8717
€ 1,2802
€ 1,7502
€ 0,6818
€ 1,5586
€ 1,7339
€ 0,7896
€ 1,4099
€ 1,8363
€ 0,0814
€ 0,7307
€ 0,7990
€ 0,4480
€ 0,9132
€ 1,8105
€ 0,4096
€ 1,2609
€ 1,9666
€ 0,9504
€ 1,4766
€ 1,8258
€ 0,2388
€ 0,9682
€ 1,8122
€ 0,9170
€ 1,8881
€ 2,2299
€ 0,9645
€ 1,7255
€ 2,5805
€ 0,0196
€ 0,2056
€ 0,6595
€ 0,0551
€ 0,4109
€ 0,9197
€ 0,0354
€ 0,3125
€ 0,9137
€ 0,7106
€ 1,0034
€ 1,4065
Coste de generación por planta
- Desde 2005 to 2030
- Coste marginal (combustible + CO 2 )
- Costes operacionales
- Coste total
194/198
Concept
Ejemplos
de datos
de
entrada
Precipitación y viento
Demanda
> Operación en años de sequía, húmedos o medios
> Patrones de viento mensuales y horarios
> Estacionalidad observada – ejemplos (base 1)
España, Francia, Alemania e Italia
> Crecimiento anual
> Estacionalidad
– Mensual
– Diaria (tipo de mes)
– Horaria (Tipo de día)
1,5
Estacionalidad de demanda mensual (12 meses)
Bélgica
Alemania
1,5
Noruega
Polonia
Portugal
España
1,0
Francia
Italia
Alemania
1,0
0,5
JAN
0,5
ENE
FEB
MAR
ABR
MAY
JUN
JUL
AGO
SEP
OCT
NOV
FEB
MAR
APR
MAY
JUN
JUL
AUG
SEP
OCT
NOV
DEC
DIC
Estacionalidad de demanda diar ia (356 días)
3-dic
31-dic
17-dic
19-nov
8-oct
18
5-nov
24-sep
17
22-oct
10-sep
27-ago
13-ago
2-jul
30-jul
16-jul
4-jun
18-jun
21-may
9-abr
7-may
23-abr
26-feb
26-mar
12-feb
Italia
Estacionalidad de demanda hor ar ia (1er miér c oles de ener o)
Alemania
1,0
12-mar
1-ene
Francia
1,5
29-ene
1,1
1,1
1,0
1,0
0,9
0,9
0,8
15-ene
El modelo incluye variables como la disponibilidad de energía hidroeléctrica/eólica y
curvas de demanda:
1,5
1,0
0,5
ENE
FEB
MAR
ABR
MAY
JUN
JUL
AGO
SEP
OCT
NOV
0,5
DIC
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
19
20
21
22
23
24
El algoritmo del modelo de RBSC genera órdenes de mérito y su precio marginal para
cada bloque horario:
ID
Country
Fuel Category
2015
Global Ranking
Base
Unit
ID
9103
2200
7767
9193
10033
1613
21856
21857
1007
7009
7010
8628
9222
21561
4
3128
9054
9133
13
21609
6877
6878
7737
21560
30
3180
3182
3306
10144
3238
3268
12
3126
3217
3224
3337
33
88
3164
3170
Country
Fuel Category
GERMANY
SWITZERLAND
SPAIN
GERMANY
POLAND
ITALY
SWITZERLAND
SWITZERLAND
GERMANY
NETHERLANDS
NETHERLANDS
UK/ENGLAND & WALES
GERMANY
SPAIN
BELGIUM
BELGIUM
FRANCE
GERMANY
BELGIUM
SPAIN
NETHERLANDS
NETHERLANDS
SPAIN
SPAIN
BELGIUM
BELGIUM
BELGIUM
DENMARK
UK/ENGLAND & WALES
CZECH REPUBLIC
DENMARK
BELGIUM
BELGIUM
BELGIUM
BELGIUM
DENMARK
BELGIUM
DENMARK
BELGIUM
BELGIUM
HARD-COAL
GAS
HARD-COAL
HARD-COAL
OIL
OIL
GAS
GAS
GAS
HARD-COAL
OIL
GAS
HARD-COAL
HARD-COAL
OIL
GAS
GAS
GAS
OIL
GAS
GAS
GAS
HARD-COAL
GAS
GAS
GAS
GAS
GAS
GAS
GAS
GAS
Ranking de plantas:
- Por coste marginal
- Por coste marginal y O&M
- Por coste total
- País por país
- Desde 2005 hasta 2030
2015 Base
Ranking
Shoulder
2015 Shoulder
Ranking
5,317
11,353
12,083
12,073
8,524
12,126
231
8,033
6,826
7,866
2,399
2,517
115
12,223
7,162
9,646
12,958
476
2,678
4,757
5,177
1,780
12,646
2,092
9,716
4,332
8,195
7,006
2,512
7,521
12,468
8,046
5,172
9,223
5,494
3,309
2,257
9,171
7,187
6,983
9,217
7,351
5,672
13,133
11,390
13,063
1,376
5,240
4,266
11,228
3,242
2,996
5,507
11,820
3,778
11,331
11,711
161
2,769
10,011
3,531
375
10,793
402
12,503
6,781
3,056
9,813
7,131
6,144
12,880
5,497
8,186
12,016
8,912
3,167
6,702
11,485
2,810
5,846
Capacity
(potential)
Minimum Maximum
Utilization Availability
Hourly Supply
(real capacity)
CO2
emission
CO2 cost
MW
Hours per year Hours per year
MW
t / MWh
EUR / MWh
Peak
2015 Peak
Ranking
Capacidad por planta:
- Capacidad instalada
- Ajustada por disponibilidad
11,228
7,722
9,857
13,143
10,768
13,135
5,241
2,267
2,892
7,379
3,658
1,330
2,386
8,416
2,002
12,733
8,509
2,788
6,664
11,424
3,732
58
10,072
436
12,735
6,351
6,950
12,007
4,174
4,935
11,524
6,668
5,469
11,032
7,076
6,927
4,375
8,106
1,625
5,015
Potential
Minimum
Capacity (MW) Utilization
0.0030
0.0040
0.0040
0.0040
0.0040
0.0050
0.0050
0.0050
0.0060
0.0060
0.0060
0.0060
0.0060
0.0060
0.0070
0.0070
0.0070
0.0080
0.0090
0.0090
0.0100
0.0100
0.0100
0.0100
0.0110
0.0110
0.0110
0.0110
0.0110
0.0120
0.0120
0.0130
0.0130
0.0130
0.0130
0.0130
0.0140
0.0140
0.0140
0.0140
Disponibilidad por planta:
- Basado en combustible, dimensión
y edad
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
2015
2015
2015
Base:Var. Cost
Shoulder:Var.+ x
Peak: Full Cost
EUR / MWh
EUR / MWh
EUR / MWh
Maximum
Supply per Hour
CO2 emission CO2 cost in
2015
2015
2015
Availability (Real capac., MW) in t per MWh
EUR per MWh Base:Var. Cost
Shoulder:Var.+ x Peak: Full Cost
7163
€ 0.4083
€ 1.2318
€ 2.0387
0.0025
0.049
7018
€ 0.8687
€ 1.0646
€ 1.6259
0.0032
0.162
7018
€ 0.9248
€ 0.9300
€ 1.8526
0.0032
0.162
7018
0.0032
0.162
€ 0.9241
€ 1.9184
€ 2.7629
7018
€ 0.6571
€ 1.4856
€ 1.9727
0.0032
0.162
7018
€ 0.9281
€ 1.8732
€ 2.7288
0.0040
0.162
7018
0.0040
0.162
€ 0.0171
€ 0.4496
€ 1.3635
7018
0.0040
0.049
€ 0.6214
€ 0.8942
€ 1.0117
7018
€ 0.5275
€ 0.8059
€ 1.0960
0.0048
0.049
7018
€ 0.6103
€ 1.4628
€ 1.5907
0.0048
0.049
6968
0.0048
0.162
€ 0.1843
€ 0.7006
€ 1.1947
7018
0.0048
0.162
€ 0.1941
€ 0.6735
€ 0.8296
7018
€ 0.0094
€ 0.9158
€ 1.0275
0.0048
0.162
6968
€ 0.9345
€ 1.5528
€ 1.6971
0.0048
0.162
7372
0.0059
#N/A
€ 0.5534
€ 0.7583
€ 0.9654
7372
€ 0.7435
€ 1.4752
€ 2.4194
0.0059
0.162
7018
€ 0.9850
€ 1.5329
€ 1.7086
0.0056
0.162
7018
€ 0.0371
€ 0.1552
€ 1.0836
0.0064
0.162
7018
0.0072
0.162
€ 0.2082
€ 0.6465
€ 1.5101
7018
€ 0.3654
€ 1.3145
€ 2.0728
0.0072
0.162
7018
€ 0.3974
€ 0.7316
€ 1.2032
0.0080
0.162
6968
€ 0.1370
€ 0.2401
€ 0.2784
0.0080
0.162
7620
0.0087
#N/A
€ 0.9633
€ 1.4066
€ 1.8789
6968
€ 0.1606
€ 0.2465
€ 0.5666
0.0080
0.162
6968
€ 0.7486
€ 1.6945
€ 2.4205
0.0088
0.162
6968
€ 0.3318
€ 1.0182
€ 1.4764
0.0088
0.162
7620
0.0096
#N/A
€ 0.6327
€ 0.6804
€ 1.5400
7620
€ 0.5411
€ 1.2932
€ 2.2004
0.0096
#N/A
7620
€ 0.1939
€ 1.0472
€ 1.2510
0.0096
#N/A
7018
0.0096
0.162
€ 0.5839
€ 0.9678
€ 1.3294
6968
0.0095
0.162
€ 0.9506
€ 1.7974
€ 2.0946
7372
€ 0.6224
€ 0.9152
€ 1.5103
0.0109
0.162
7018
€ 0.3971
€ 1.1365
€ 1.3863
0.0104
0.162
7018
0.0104
0.162
€ 0.7105
€ 1.5911
€ 2.0108
7018
0.0104
0.162
€ 0.4240
€ 1.2019
€ 1.5538
7018
€ 0.2550
€ 0.6921
€ 1.5374
0.0104
0.162
2
7620
€ 0.1738
€ 1.0125
€ 1.2715
0.0122
#N/A
2€ 1.6657
7163
0.0114
0.162
€ 0.7065
€ 1.4979
7620
€ 0.5549
€ 0.6517
€ 0.8962
0.0122
#N/A
7163
€
0.5385
€
0.9444
€ 1.3378
0.0114
#N/A
2
Costes CO :
- Depende del precio de CO y
emisiones específicas por planta
Coste de generación por planta
- Coste marginal (combustible + CO )
- Coste operacional
- Coste total
195/198
El precio depende de la oferta y la demanda subyacentes – a L/P tiene que
representar el coste total de la tecnología marginal:
Establecimiento del precio
Precio
(EUR/MWh)
Principales factores del precio
Demanda
base
Demanda
hombro
Demanda
pico
Ppico
Margen de cobertura
(Capacidad/demanda
pico)
> Capacidad disponible en el
mercado
Competitividad del
mix
> Estructura de costes por
tecnología –
adiciones/desmantelamientos
> La sobrecapacidad implica ofertas
más bajas (marginal vs. total)
> Niveles de combustible y CO 2
> Tecnología marginal
Phombro
Restricciones –
generalmente
neutrales a largo
plazo
Pbase
No predecibles
MW
Precio ofertado por cada planta/ tecnología
> Existencia o no de T OPs1) de gas
> Problemas operacionales, los
incentivos de
competitividad/cartera pueden
"forzar" determinadas ofertas
> Precipitación, recurso eólico, etc. –
año medio para L/P
1) "Take Or Pays"
Las hipótesis de crecimiento de la demanda ibérica están basadas en previsiones de
fuentes públicas:
196/198
Los escenarios de capacidad ibéricos están definidos en base a previsiones de REN,
REE y planes de los gobiernos:
Los precios del petróleo y del CO2 se estiman considerando previsiones y análisis de
instituciones de reputación internacional:
197/198
Hay dos fuentes de información clave para las previsiones a largo plazo del precio del
petróleo – instituciones de referencia y productores de hidrocarburos:
198/198
7
199/198

Informe - SueloSolar

Transcripción

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