Enero de Unión Española Fotovoltaica (UNEF)

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1 ANÁLISIS DEL IMPACTO DE LA BAJADA DE LA RENTABILIDAD RAZONABLE DE LAS INSTALACIONES TIPO FOTOVOLTAICAS, DEFINIDAS SEGÚN LA ORDEN IET1045/2014 y ETU 130/2017 Enero de 2018 Unión Española Fotovoltaica (UNEF)

2 Contenido 1 RESUMEN EJECUTIVO INTRODUCCIÓN Y OBJETIVO NORMATIVA DE APLICACIÓN CONTEXTO DEL ESTUDIO HIPÓTESIS DEL ESTUDIO Y METODOLOGÍA DE CÁLCULO ESCENARIOS ESTUDIADOS GRUPO GRUPO RESULTADOS RESULTADOS OBTENIDOS EN LOS ESCENARIOS ESTUDIADOS Grupo 1: Real Decreto 661/ Grupo 2: RD 1578/ RESULTADOS GLOBALES RESULTADOS OBTENIDOS EN LA PÉRDIDA GLOBAL ANEXO I Representación gráfica de los resultados Grupo Grupo Grupo ANEXO II Resultados por IT

3 1 RESUMEN EJECUTIVO El objetivo de este estudio es analizar el impacto que la posible bajada de la rentabilidad razonable podría tener sobre la retribución de las instalaciones tipo fotovoltaicas a partir del siguiente periodo regulatorio que da comienzo el 1 de enero de La rentabilidad razonable es un parámetro fijado por el gobierno cada periodo regulatorio que asegura que los proyectos renovables recibirán unos ingresos determinados en forma de retribución específica complementando lo que estos proyectos ingresan por mercado. El valor de la tasa de rentabilidad razonable del primer periodo regulatorio se fijó por ley en 7.398%. Este valor ha sido calculado como el rendimiento medio de las Obligaciones del Estado a 10 años en el mercado secundario anterior a la entrada en vigor del Real Decreto-ley 9/2013 más un diferencial de 300 puntos básicos. Para el segundo periodo regulatorio, que empieza el 1 de enero de 2020, el gobierno ha anunciado que tiene intención de aplicar automáticamente la tasa con su fórmula actual, lo que supondría revisar a la baja la tasa de rentabilidad razonable para todos los proyectos renovables, existentes y nuevos, dejando nuevamente en una situación crítica a empresas e inversores. Para el segundo periodo regulatorio, cabe destacar que Las previsiones del rendimiento medio de las Obligaciones del Estado a 10 años en el mercado secundario dos años anteriores a mayo de 2019 son de 1,5% aproximadamente; este es el parámetro de la fórmula que supondría la bajada de la rentabilidad razonable en el segundo periodo regulatorio. Sin embargo, de acuerdo con lo que dice el Derecho, no está permitido separar la revisión de los dos componentes de la tasa de rentabilidad razonable, excluyendo la actualización automática de alguno de los parámetros, por lo que obliga al legislador o bien a prorrogar los valores absolutos de la tasa, o bien a seguir el procedimiento y aprobar una Ley para la revisión del valor de la tasa de rentabilidad razonable. En el informe se pretende evaluar la pérdida global de ingresos de una bajada de la tasa de rentabilidad razonable en dos escenarios: con una tasa del 4% y con una tasa del 5%. Hemos escogido estos escenarios por ser cercanos a la tasa que ha indicado el gobierno. Teniendo en cuenta el conjunto de las instalaciones que se rigen por el RD 661/2007 y por el RD 1578/2008, una rentabilidad razonable de un 5% supondría una bajada 3

4 ponderada de retribución a la inversión de un 17%, mientras que una bajada de rentabilidad a un 4% supone una bajada ponderada de retribución a la inversión de un 24%. Teniendo en cuenta el conjunto de las instalaciones que se rigen por el RD 661/2007 y por el RD 1578/2008, una rentabilidad razonable de un 5% supone una bajada ponderada de retribución a la operación de un 28%, mientras que una bajada de rentabilidad a un 4% supone una bajada ponderada de retribución a la operación de un 38%. La liquidación de 2016 para la Solar FV ascendió a 2.432,651 millones de euros. Considerando que la fracción de la retribución a la inversión es de un 90%, mientras que la fracción de la retribución a la operación es de un 10% respecto al régimen retributivo específico y la rentabilidad razonable, las pérdidas correspondientes de aplicar una tasa de rentabilidad razonable de un 5% y un 4% a las instalaciones fotovoltaicas ascenderán a unos valores de 440,3 millones de euros y 617,9 millones de euros anuales en 2020, respectivamente. 4

5 2 INTRODUCCIÓN Y OBJETIVO En la reforma energética que se inicia en el año 2012 con la publicación del Real Decreto-ley 1/2012, de 27 de enero, por el que se procede a 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, y que culmina con la aprobación de la Ley del Sector Eléctrico 24/2013, se establece el objetivo primordial de controlar el déficit de tarifa en el sector eléctrico. Este cambio en la política sobre el sector eléctrico supuso un cambio profundo en la regulación de las instalaciones de Renovables, Cogeneración y Residuos (RECORE): se estableció un nuevo método de retribución basado en el parámetro de la tasa de rentabilidad razonable para el proyecto, lo que supuso dejar atrás el esquema basado en tarifas. En este nuevo escenario, independientemente del año de puesta en servicio de la instalación de generación, se establece una tasa de rentabilidad en función de dos parámetros. El primero vinculado al rendimiento de las Obligaciones del Estado y el segundo un diferencial adecuado que se fija legalmente. La tasa de rentabilidad es uno de los parámetros retributivos que pueden revisarse antes de finalizar un período regulatorio, que dura seis años. En caso de que no se produzca tal revisión, se entenderán prorrogados los valores del período anterior, y si se optase por su revisión, deberá seguirse obligatoriamente el procedimiento previsto en la norma a esos efectos. El objetivo de este estudio es, por tanto, analizar la influencia que la posible bajada de la tasa de rentabilidad razonable podría tener sobre la retribución de las instalaciones tipo definidas según la Orden IET/1045/2014 a partir del siguiente periodo regulatorio que da comienzo el 1 de enero de 2020, considerando los valores establecidos en la Orden ETU 130/2017, por la que se actualizan los parámetros retributivos de las instalaciones tipo aplicables a determinadas instalaciones de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos, a efectos de su aplicación al semiperiodo regulatorio que tiene su inicio el 1 de enero de

6 3 NORMATIVA DE APLICACIÓN La normativa de aplicación a la que hace referencia este informe está basada en: Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre, por el que se regulan las actividades de transporte, distribución, comercialización, suministro y procedimientos de autorización de instalaciones de energía eléctrica. Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial. Real Decreto 1578/2008, de 26 de septiembre, de retribución de la actividad de producción de energía eléctrica mediante tecnología solar fotovoltaica para instalaciones posteriores a la fecha límite de mantenimiento de la retribución del Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, para dicha tecnología. Real Decreto-ley 14/2010, de 23 de diciembre, por el que se establecen medidas urgentes para la corrección del déficit tarifario del sector eléctrico. Real Decreto-ley 1/2012, de 27 de enero, por el que se procede a la suspensión de los procedimientos de pre-asignación de retribución y a la supresión de los incentivos económicos para nuevas instalaciones de producción de energía eléctrica a partir de cogeneración. Real Decreto-ley 9/2013, de 12 de julio, por el que se adoptan medidas urgentes para garantizar la estabilidad financiera del sistema eléctrico. Ley 24/2013 del Sector Eléctrico. Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos. Orden IET/1045/2014, de 16 de junio, por la que se aprueban los parámetros retributivos de las instalaciones tipo aplicables a determinadas instalaciones de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos. Orden ETU/130/2017, de 17 de febrero, por la que se actualizan los parámetros retributivos de las instalaciones tipo aplicables a determinadas instalaciones de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos, a efectos de su aplicación al semiperiodo regulatorio que tiene su inicio el 1 de enero de Circular 1/2017, de 8 de febrero, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, que regula la solicitud de información y el procedimiento de liquidación, facturación y pago del régimen retributivo específico de las instalaciones de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos. 6

7 Obligaciones del Estado 10 años tipos de interés medio (%) 4 CONTEXTO DEL ESTUDIO En este nuevo contexto de retribución para las instalaciones de generación con energía solar fotovoltaica, uno de los parámetros más representativos es la llamada tasa de rentabilidad, rentabilidad teórica que se emplea para determinar la retribución de cada una de las instalaciones tipo. Tal y como establece la Orden IET 1045/2014, los parámetros retributivos de las instalaciones tipo para el periodo , que figuran en el Anexo II de dicha orden, han sido calculados en base a las hipótesis de cálculo recogidas en el Anexo III y los parámetros incluidos en el Anexo VIII de la misma orden. El valor de la tasa de rentabilidad razonable aplicado para los cálculos de los parámetros retributivos del primer periodo regulatorio se fijó por ley en 7.398% para instalaciones con derecho a régimen primado antes de la entrada en vigor del Real Decreto-ley 9/2013. Este valor ha sido calculado como el rendimiento medio de las Obligaciones del Estado a 10 años en el mercado secundario anterior a la entrada en vigor del Real Decreto-ley 9/2013 (periodo comprendido entre julio 2003 a junio 2013), más un diferencial de 300 puntos básicos. El rendimiento medio de los Bonos del Estado a 10 años en el periodo comprendido entre julio de 2003 y junio de 2013, representado en la Figura 1, nos muestra un valor medio de 4.398%. Figura 1. Obligaciones del Estado a 10 años, periodo Julio 2003-Junio Obligaciones del Estado a 10 años (Jul.2003-Jun.2013) 4,398 Fuente: Instituto Nacional de Estadística La norma no permite separar la revisión de los dos componentes de la tasa de rentabilidad, respetando así los criterios recogidos en el artículo 14 de la Ley del Sector Eléctrico, y excluyendo la actualización automática de alguno de los parámetros, por lo que obliga al legislador o bien a prorrogar los valores absolutos de la tasa, o bien a seguir el procedimiento y aprobar una Ley para la revisión del valor de la tasa de rentabilidad. Dicho valor se aplicaría en lo que restase de vida útil regulatoria de las instalaciones tipo. 7

8 5 HIPÓTESIS DEL ESTUDIO Y METODOLOGÍA DE CÁLCULO No obstante lo anterior, el estudio pretende realizar un análisis del impacto económico que tendría una revisión de la tasa de la rentabilidad en el cálculo de los parámetros retributivos para las instalaciones tipo establecidas en la Orden IET 1045/2014 correspondientes a la categoría b.1.1 definida en el Real Decreto 413/2014. Bajo este contexto se desarrolla el análisis de este informe, en el que se pretende evaluar la pérdida global de ingresos que supondría para los productores fotovoltaicos en estado de explotación una bajada de la tasa de rentabilidad en dos escenarios, uno con una tasa de rentabilidad del 4% y otro con una tasa de rentabilidad del 5%. Se han tomado las siguientes consideraciones para el cálculo de los parámetros retributivos de cada una de las instalaciones tipo: Valor Neto del Activo (VNA): se utiliza el VNA para cada instalación tipo actualizado en 2017 según la Orden ETU 130/2017. Costes de Operación (OPEX): se utiliza el OPEX para cada instalación tipo actualizado en 2017 según la Orden ETU 130/2017, y se incrementan en un 1% a partir del año Sobre este valor de OPEX se han descontado previamente para el cálculo del coste de operación: o Los costes relacionados con los peajes de acceso a la red de transporte y distribución (0.5 /MWh según se establece en el Real Decreto Ley 14/2010), así como los desvíos (no se consideran desvíos en las estimaciones). o En relación con el IVPEE (Impuesto por la Venta de Producción de Energía Eléctrica) del 7% se aplica a todos los conceptos de ingresos: Retribución a la inversión: retribución que permite compensar los costes de inversión que no se recuperan mediante el mercado durante la vida útil de la instalación. Retribución a la operación: retribución que permite complementar los gastos por costes de explotación. Ingresos de mercado, en los que se incluye el apuntamiento tecnológico de la fotovoltaica, cuyo valor, tal y como estipula la Orden ETU 130/2017 es de Horas Equivalentes de Funcionamiento: para cada instalación tipo actualizado en 2017 según la Orden ETU 130/2017. Vida Útil Regulatoria: 30 años. Ajuste del Precio del Mercado: igual a cero para el primer semiperiodo. La modelización se realiza para cada uno de los semiperiodos regulatorios en base a las previsiones de precios establecidos en la Orden ETU 130/2017. Para el cálculo global del efecto de la bajada de la rentabilidad razonable de las instalaciones fotovoltaicas a un 4% o a un 5%, valores estimados para el 2020 según lo que ha expresado el 8

9 Ministro de Energía, Turismo y Agenda Digital, se ha considerado la Circular 1/2017, de 8 de febrero, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, que regula la solicitud de información y el procedimiento de liquidación, facturación y pago del régimen retributivo específico de las instalaciones de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos. Una vez calculado el porcentaje de reducción que supondría en la retribución de cada una de las IT fotovoltaicas la bajada de rentabilidad razonable y teniendo en cuenta las liquidaciones realizadas por la CNMC en fotovoltaica durante 2016, se podrá estimar la pérdida global en euros que supondrá la bajada de rentabilidad razonable. 9

10 6 ESCENARIOS ESTUDIADOS A continuación se realiza una clasificación de las instalaciones tipo en función del régimen retributivo al que se acogieron en función de la puesta en marcha de las mismas. 6.1 GRUPO 1: Real Decreto 661/2007 Análisis de la bajada de retribución a la inversión y de la retribución a la operación de instalaciones tipo que comenzaron su explotación acogidas Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial. La mayor parte de la potencia fotovoltaica instalada en España se acogió al régimen especial que establecía este Real Decreto. Las instalaciones tipo se clasifican según su potencia, tecnología (instalaciones fijas, con seguimiento a un eje y con seguimiento a dos ejes) y año de autorización de explotación definitiva (periodo comprendido entre ). Clasificación por rango de potencia: Tabla 1. Instalaciones tipo en función de función del rango de potencia. Instalaciones acogidas inicialmente al RD 661/2007 Potencia Instalación tipo (IT) P 5kW IT a IT kW < P 100kW IT a IT kW < P 2MW IT a IT MW < P 10MW IT a IT P > 10MW IT a IT IT a IT Clasificación por tecnología y rango de potencia: Tabla 2. Instalaciones tipo en función de función del rango la tecnología y potencia. Instalaciones acogidas inicialmente al RD 661/2007 Tecnología P 5kW 5kW < P 100kW 100kW < P 2MW 2 MW < P 10MW P > 10MW IT-00069, IT a IT a IT a IT a IT-00070, Fija IT IT IT IT IT-00073, IT IT a IT a IT a IT a IT-00071, S1E IT IT IT IT IT S2E IT a IT GRUPO 2: Real Decreto 1578/2008 IT a IT a IT IT IT a IT IT Análisis de la bajada de retribución a la inversión y de operación de instalaciones tipo que comenzaron su explotación acogidas al Real Decreto 1578/2008, de 26 de septiembre, de retribución de la actividad de producción de energía eléctrica mediante tecnología solar fotovoltaica para instalaciones posteriores a la fecha límite de mantenimiento de la retribución del Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo.

11 De acuerdo a la información recogida en el Real Decreto 1578/2008, las instalaciones se clasificaron según la convocatoria de inscripción en el registro de preasignación de retribución, así como por los subtipos de tecnología fotovoltaica: Tipo I. Instalaciones que estén ubicadas en cubiertas o fachadas de construcciones fijas, cerradas, hechas de materiales resistentes, dedicadas a usos residencial, de servicios, comercial o industrial, incluidas las de carácter agropecuario. O bien, instalaciones que estén ubicadas sobre estructuras fijas de soporte que tengan por objeto un uso de cubierta de aparcamiento o de sombreamiento, en ambos casos de áreas dedicadas a alguno de los usos anteriores, y se encuentren ubicadas en una parcela con referencia catastral urbana. Las instalaciones de este tipo se agrupan, a su vez, en dos subtipos: o Tipo I.1: instalaciones del tipo I, con una potencia inferior o igual a 20 kw. o Tipo I.2: instalaciones del tipo I, con un potencia superior a 20 kw. Tipo II. Instalaciones no incluidas en el tipo I anterior. Asimismo, en la Orden IET 1045/2014 dichas instalaciones pasaron a clasificarse por el tipo de zona climática donde estuvieran ubicadas, año de autorización de explotación definitiva, rango de potencia y subtipo de tecnología (en función de los casos). Según la clasificación recogida en la Orden IET 1045/2014, el análisis ejecutado sobre las instalaciones tipo se ha realizado atendiendo al rango de potencia instalada, tal y como se muestra en la Tabla 3. Tabla 3. Instalaciones tipo en función de función del rango de potencia. Instalaciones acogidas inicialmente al RD 1578/2008 Potencia P 1MW P > 1MW Otras Instalación tipo (IT) IT a IT IT a IT IT IT a IT IT IT a IT IT a IT

12 7 RESULTADOS 7.1 RESULTADOS OBTENIDOS EN LOS ESCENARIOS ESTUDIADOS Grupo 1: Real Decreto 661/2007 En este apartado se analiza la bajada de la retribución de las instalaciones tipo que comenzaron su explotación acogidas al Real Decreto 661/2007. Análisis de la retribución a la inversión (año 2020) Diferencias de retribución a la inversión por rango de potencia Las diferencias de retribución por rango de potencia aplicando las nuevas tasas de rentabilidad razonable se muestran las Figuras representadas en el Anexo I. No obstante, la Tabla 4 recoge el análisis a modo de resumen de los nuevos valores medios en los que girará la retribución a la inversión, así como el porcentaje de reducción que supone la aplicación de las distintas rentabilidades razonables. Tabla 4. Resumen de pérdida de retribución a la inversión por rango de potencia. Tasa de rentabilidad razonable de 7.398%, 5% y 4%. Valores medios Potencia R inversión media ( /MW) % Reducción % 5.00 % 4.00 % % % P 5kW kW < P 100kW kW < P 2MW MW < P 10MW P > 10MW Diferencias de retribución a la inversión por rango de potencia y tecnología En las tablas siguientes se muestran los resúmenes de pérdidas de retribución por rango de potencia y tecnología. Tabla 5. Resumen de pérdida de retribución a la inversión por rango de potencia. Tasa de rentabilidad razonable de 7.398%, 5% y 4%. Valores medios. Instalaciones con seguimiento fijo Potencia R inversión media ( /MW) % Reducción % 5.00 % 4.00 % % % P 5kW kW < P 100kW kW < P 2MW MW < P 10MW P > 10MW

13 Tabla 6. Resumen de pérdida de retribución a la inversión por rango de potencia. Tasa de rentabilidad razonable de 7.398%, 5% y 4%. Valores medios. Instalaciones con seguimiento con un eje Potencia R inversión media ( /MW) % Reducción % 5.00 % 4.00 % % % P 5kW kW < P 100kW kW < P 2MW MW < P 10MW P > 10MW Tabla 7. Resumen de pérdida de retribución a la inversión por rango de potencia. Tasa de rentabilidad razonable de 7.398%, 5% y 4%. Valores medios. Instalaciones con seguimiento con dos ejes Potencia R inversión media ( /MW) % Reducción % 5.00 % 4.00 % % % P 5kW kW < P 100kW kW < P 2MW MW < P 10MW P > 10MW Análisis de la retribución a la operación (año 2020) Diferencias de retribución a la operación por rango de potencia Las diferencias de retribución por rango de potencia aplicando las nuevas tasas de descuento se muestran en las Figuras representadas en el Anexo 1. Asimismo, la Tabla 8 recoge el análisis a modo de resumen de los nuevos valores medios en los que girará la retribución a la operación, así como el porcentaje de reducción que supone la aplicación de las distintas rentabilidades razonables. Tabla 8. Resumen de pérdida de retribución a la operación por rango de potencia. Tasa de rentabilidad razonable de 7.398%, 5% y 4%. Valores medios Potencia R operación media ( /MWh) % Reducción % 5.00 % 4.00 % % % P 5kW kW < P 100kW kW < P 2MW MW < P 10MW P > 10MW Grupo 2: Real Decreto 1578/2008 Análisis de la retribución a la inversión (año 2020) Las diferencias de retribución por rango de potencia aplicando las nuevas tasas de descuento sobre instalaciones tipo que se acogieron inicialmente al RD 1578/2008 se muestran las Figuras recogidas en el Anexo I, así como en la Tabla 9. 13

14 Tabla 9. Resumen de pérdida de retribución a la inversión por rango de potencia. Tasa de rentabilidad razonable de 7.398%, 5% y 4%. Valores medios Potencia R inversión media ( /MW) % Reducción % 5.00 % 4.00 % % % P 1MW P > 1MW Otras Análisis de la retribución a la operación (año 2020) De la misma forma, las diferencias de retribución a la operación por rango de potencia aplicando las nuevas tasas de descuento sobre instalaciones tipo que se acogieron inicialmente al RD 1578/2008 se muestran en las Figuras recogidas en el Anexo 1 y a modo de resumen en la Tabla 10. Tabla 10. Resumen de pérdida de retribución a la operación por rango de potencia. Tasa de rentabilidad razonable de 7.398%, 5% y 4%. Valores medios Potencia R operación media ( /MWh) % Reducción % 5.00 % 4.00 % % % P 1MW P > 1MW Otras (*) ,91 7,96 23,06 32,02 (*) Sólo las que presentan R operación RESULTADOS GLOBALES A continuación evaluamos la pérdida de retribución, tanto a la inversión como a la operación, teniendo en cuenta una distribución estimada de instalaciones tipo de plantas fotovoltaicas en territorio peninsular hasta De todas ellas, alrededor de un 70% se corresponde con potencia instalada acogida inicialmente al RD 661/2007, frente a un 30% que se corresponde con potencia acogida al RD 1578/2008. La potencia instalada hasta ese mismo año en territorio peninsular abarca alrededor de un 95% de toda la potencia instalada en España, de acuerdo con Red Eléctrica de España. En las siguientes Figuras se muestra el porcentaje de disminución que supone la bajada en la tasa de rentabilidad razonable para la potencia instalada peninsular acogida al régimen retributivo específico en estado de explotación. La representación gráfica de la potencia instalada por instalación tipo y Real Decreto al que se acogieron inicialmente queda representada en el Anexo 1. 14

15 Figura 2. Pérdida de R inversión en % por bajada tasa de rentabilidad razonable en potencia instalada acumulada peninsular Tal y como se observa en la Figura anterior, una rentabilidad razonable de un 5% supone una bajada ponderada de retribución a la inversión de un 17%, mientras que una bajada de rentabilidad a un 4% supone una bajada ponderada de retribución a la inversión de un 24%. Figura 3. Pérdida de R operación en % por bajada tasa de rentabilidad razonable en potencia instalada acumulada peninsular Tal y como se observa en la Figura anterior, una rentabilidad razonable de un 5% supone una bajada ponderada de retribución a la operación de un 28%, mientras que una bajada de rentabilidad a un 4% supone una bajada ponderada de retribución a la operación de un 38%. 15

16 No obstante, el efecto que supone la bajada de retribución a la operación anual es mucho menos significativo (alrededor de un 10%) que lo que supone la bajada en la retribución a la inversión. 7.2 RESULTADOS OBTENIDOS EN LA PÉRDIDA GLOBAL Para evaluar la pérdida global que supondría la bajada de rentabilidad en las instalaciones fotovoltaicas se toman los valores de liquidación acumulada obtenidos de la CNMC en el ejercicio de 2016 de acuerdo con la CNMC y cuyo valor para Solar FV ascendió a 2.432,651 millones de euros. Teniendo en cuenta la evaluación ponderada previamente obtenida de pérdida de retribución en instalaciones fotovoltaicas y considerando que la fracción de la retribución a la inversión es de un 90% mientras que la fracción de la retribución a la operación es de un 10% respecto al régimen retributivo específico, las pérdidas correspondientes de aplicar una tasa de rentabilidad razonable de un 5% y un 4% a las instalaciones fotovoltaicas ascenderán a unos valores de 440,3 millones de euros y millones de euros anuales en 2020, respectivamente. 16

17 ANEXO I Representación gráfica de los resultados Grupo 1: Real Decreto 661/2007 Las diferencias de retribución a la inversión por rango de potencia aplicando las nuevas tasas de descuento se muestran en las Figuras siguientes. Figura 4. Pérdida de retribución a la inversión por bajada tasa de rentabilidad razonable. Tasa de rentabilidad razonable de 4% y de un 5%. IT con P 5kW Figura 5. Pérdida de retribución a la inversión por bajada tasa de rentabilidad razonable. Tasa de rentabilidad razonable de 4% y de un 5%. IT con 5 kw<p 100kW 17

18 Figura 6. Pérdida de retribución a la inversión por bajada tasa de rentabilidad razonable. Tasa de rentabilidad razonable de 4% y de un 5%. IT con 100 kw<p 2 MW Figura 7. Pérdida de retribución a la inversión por bajada tasa de rentabilidad razonable. Tasa de rentabilidad razonable de 4% y de un 5%. IT con 2 MW<P 10 MW 18

19 Figura 8. Pérdida de retribución a la inversión por bajada tasa de rentabilidad razonable. Tasa de rentabilidad razonable de 4% y de un 5%. IT con P>10 MW Las diferencias de retribución a la operación por rango de potencia aplicando las nuevas tasas de descuento se muestran las Figuras siguientes. Figura 2. Pérdida de retribución a la operación por bajada tasa de rentabilidad razonable. Tasa de rentabilidad razonable de 4% y de un 5%. IT con P 5kW 19

20 Figura 10. Pérdida de retribución a la operación por bajada tasa de rentabilidad razonable. Tasa de rentabilidad razonable de 4% y de un 5%. IT con 5kW<P 100kW Figura 3. Pérdida de retribución a la operación por bajada tasa de rentabilidad razonable. Tasa de rentabilidad razonable de 4% y de un 5%. IT con 100 kw<p 2 MW 20

21 Figura 4. Pérdida de retribución a la operación por bajada tasa de rentabilidad razonable. Tasa de rentabilidad razonable de 4% y de un 5%. IT con 2MW<P 10 MW Figura 5. Pérdida de retribución a la operación por bajada tasa de rentabilidad razonable. Tasa de rentabilidad razonable de 4% y de un 5%. IT con P>10 MW Grupo 2: Real Decreto 1578/2008 Las diferencias de retribución a la inversión por rango de potencia aplicando las nuevas tasas de descuento se muestran en las Figuras siguientes. 21

22 Figura 6. Pérdida de retribución a la inversión por bajada tasa de rentabilidad razonable. Tasa de rentabilidad razonable de 4% y de un 5%. IT con <P 1 MW Figura 7. Pérdida de retribución a la inversión por bajada tasa de rentabilidad razonable. Tasa de rentabilidad razonable de 4% y de un 5%. IT con <P 1 MW 22

23 Figura 8. Pérdida de retribución a la inversión por bajada tasa de rentabilidad razonable. Tasa de rentabilidad razonable de 4% y de un 5%. Resto de IT. Las diferencias de retribución a la operación por rango de potencia aplicando las nuevas tasas de descuento se muestran en las Figuras siguientes. Figura 9. Pérdida de retribución a la operación por bajada tasa de rentabilidad razonable. Tasa de rentabilidad razonable de 4% y de un 5%. IT con P>1 MW 23

24 Figura 10. Pérdida de retribución a la operación por bajada tasa de rentabilidad razonable. Tasa de rentabilidad razonable de 4% y de un 5%. IT con P 1 MW Alrededor de 130 instalaciones tipo (desde IT a IT-230) dejarán de tener retribución a la operación con la bajada de la rentabilidad razonable de las plantas fotovoltaicas. Para el resto, la bajada de retribución es el que se muestra en la siguiente Figura. Figura 19. Pérdida de retribución a la operación por bajada tasa de rentabilidad razonable. Tasa de rentabilidad razonable de 4% y de un 5%. IT restantes 24

25 Grupo 3 La distribución por potencias instaladas en territorio peninsular hasta 2016, junto con su respectiva disminución de retribuciones para las dos bajadas de rentabilidad razonables, previamente estudiadas se representa en las siguientes figuras. Las instalaciones se han dividido por el tipo de Real Decreto al cual se acogieron inicialmente. Instalaciones acogidas al RD 661/2007 Figura 11. Pérdida de retribución a la inversión por bajada tasa de rentabilidad razonable para potencia instalada en territorio peninsular. Instalaciones acogidas inicialmente al RD 661/2007 Figura 12. Pérdida de retribución a la operación por bajada tasa de rentabilidad razonable para potencia instalada en territorio peninsular. Instalaciones acogidas inicialmente al RD 661/

26 Instalaciones acogidas al RD 1578/2008 Figura 13. Pérdida de retribución a la inversión por bajada tasa de rentabilidad razonable para potencia instalada en territorio peninsular. Instalaciones acogidas inicialmente al RD 1578/2008 Figura 23. Pérdida de retribución a la operación por bajada tasa de rentabilidad razonable para potencia instalada en territorio peninsular. Instalaciones acogidas inicialmente al RD 1578/

27 ANEXO II Resultados por IT Tabla 11. Retribución a la inversión por IT y distintas tasas de descuento IT Rinv 7,398% Rinv 5% Rinv 4% Pérdida de (%) Pérdida (%) IT ,00% 18,16% IT ,72% 19,15% IT ,42% 20,10% IT ,09% 21,02% IT ,74% 21,91% IT ,37% 22,77% IT ,97% 23,60% IT ,26% 17,14% IT ,00% 18,16% IT ,72% 19,15% IT ,42% 20,10% IT ,09% 21,02% IT ,74% 21,91% IT ,37% 22,77% IT ,97% 23,60% IT ,26% 17,14% IT ,00% 18,16% IT ,72% 19,15% IT ,42% 20,10% IT ,09% 21,02% IT ,74% 21,91% IT ,37% 22,77% IT ,97% 23,60% IT ,00% 18,16% IT ,72% 19,15% IT ,42% 20,10% IT ,09% 21,02% IT ,74% 21,91% IT ,37% 22,77% IT ,97% 23,60% IT ,42% 20,10% IT ,09% 21,02% IT ,74% 21,91% IT ,37% 22,77% IT ,97% 23,60% IT ,26% 17,14% IT ,72% 19,15% IT ,42% 20,10% IT ,09% 21,02% IT ,74% 21,91% IT ,37% 22,77% IT ,97% 23,60% IT ,72% 19,15% IT ,42% 20,10% IT ,09% 21,02% IT ,74% 21,91% IT ,37% 22,77% IT ,97% 23,60% IT ,42% 20,10% IT ,09% 21,02% IT ,74% 21,91% 27

28 IT Rinv 7,398% Rinv 5% Rinv 4% Pérdida de (%) Pérdida (%) IT ,37% 22,77% IT ,97% 23,60% IT ,42% 20,10% IT ,09% 21,02% IT ,74% 21,91% IT ,37% 22,77% IT ,97% 23,60% IT ,09% 21,02% IT ,74% 21,91% IT ,37% 22,77% IT ,97% 23,60% IT ,74% 21,91% IT ,37% 22,77% IT ,97% 23,60% IT ,74% 21,91% IT ,37% 22,77% IT ,97% 23,60% IT ,37% 22,77% IT ,97% 23,60% IT ,37% 22,77% IT ,97% 23,60% IT ,97% 23,60% IT ,00% 18,16% IT ,42% 20,10% IT ,09% 21,02% IT ,37% 22,77% IT ,97% 23,60% IT ,74% 21,91% IT ,97% 23,60% IT ,74% 21,91% IT ,37% 22,77% IT ,97% 23,60% IT ,37% 22,77% IT ,97% 23,60% IT ,72% 19,15% IT ,97% 23,60% IT ,37% 22,77% IT ,97% 23,60% IT ,97% 23,60% IT ,97% 23,60% IT ,56% 24,40% IT ,12% 25,18% IT ,56% 24,42% IT ,12% 25,20% IT ,56% 24,42% IT ,12% 25,22% IT ,57% 24,47% IT ,12% 25,19% IT ,56% 24,44% IT ,13% 25,23% IT ,56% 24,40% IT ,12% 25,17% IT ,56% 24,43% IT ,12% 25,20% IT ,56% 24,44% 28

29 IT Rinv 7,398% Rinv 5% Rinv 4% Pérdida de (%) Pérdida (%) IT ,12% 25,17% IT ,57% 24,47% IT ,12% 25,22% IT ,57% 24,48% IT ,13% 25,24% IT ,56% 24,41% IT ,12% 25,17% IT ,67% 25,93% IT ,56% 24,42% IT ,12% 25,19% IT ,57% 24,47% IT ,12% 25,22% IT ,56% 24,43% IT ,12% 25,21% IT ,57% 24,48% IT ,14% 25,26% IT ,56% 24,40% IT ,12% 25,18% IT ,67% 25,92% IT ,56% 24,42% IT ,12% 25,20% IT ,67% 25,95% IT ,56% 24,41% IT ,12% 25,22% IT ,67% 25,95% IT ,56% 24,42% IT ,13% 25,23% IT ,67% 25,96% IT ,57% 24,48% IT ,13% 25,24% IT ,67% 25,97% IT ,12% 25,18% IT ,67% 25,93% IT ,12% 25,20% IT ,67% 25,94% IT ,12% 25,22% IT ,67% 25,95% IT ,12% 25,22% IT ,67% 25,96% IT ,13% 25,24% IT ,67% 25,97% IT ,12% 25,18% IT ,67% 25,93% IT ,12% 25,21% IT ,67% 25,96% IT ,13% 25,24% IT ,67% 25,96% IT ,13% 25,23% IT ,67% 25,97% IT ,14% 25,25% IT ,67% 25,98% IT ,12% 25,19% IT ,67% 25,95% IT ,12% 25,22% IT ,67% 25,96% 29

30 IT Rinv 7,398% Rinv 5% Rinv 4% Pérdida de (%) Pérdida (%) IT ,13% 25,24% IT ,67% 25,98% IT ,12% 25,21% IT ,68% 25,99% IT ,14% 25,25% IT ,68% 26,00% IT ,12% 25,20% IT ,67% 25,96% IT ,20% 26,71% IT ,12% 25,20% IT ,68% 25,98% IT ,20% 26,70% IT ,14% 25,25% IT ,68% 26,00% IT ,21% 26,71% IT ,13% 25,24% IT ,69% 26,01% IT ,21% 26,71% IT ,16% 25,29% IT ,70% 26,03% IT ,21% 26,71% IT ,67% 25,98% IT ,21% 26,72% IT ,68% 26,00% IT ,22% 26,74% IT ,69% 26,02% IT ,22% 26,74% IT ,70% 26,03% IT ,22% 26,74% IT ,71% 26,06% IT ,22% 26,75% IT ,73% 26,08% IT ,27% 26,83% IT ,76% 26,12% IT ,29% 26,85% IT ,77% 26,14% IT ,30% 26,86% IT ,78% 26,16% IT ,30% 26,86% IT ,79% 26,17% IT ,30% 26,87% IT ,73% 26,09% IT ,31% 26,89% IT ,78% 26,15% IT ,32% 26,90% IT ,84% 27,60% IT ,79% 26,16% IT ,33% 26,91% IT ,84% 27,60% IT ,79% 26,17% IT ,33% 26,91% IT ,84% 27,60% IT ,80% 26,19% IT ,35% 26,92% IT ,84% 27,60% 30

31 IT Rinv 7,398% Rinv 5% Rinv 4% Pérdida de (%) Pérdida (%) IT ,80% 26,18% IT ,35% 26,93% IT ,88% 27,65% IT ,36% 26,95% IT ,88% 27,65% IT ,87% 26,27% IT ,37% 26,96% IT ,88% 27,65% IT ,86% 26,25% IT ,38% 26,97% IT ,88% 27,65% IT ,73% 26,09% IT ,38% 26,97% IT ,88% 27,65% IT ,56% 24,40% IT ,12% 25,17% IT ,56% 24,40% IT ,12% 25,17% IT ,56% 24,40% IT ,12% 25,17% IT ,56% 24,40% IT ,12% 25,17% IT ,56% 24,40% IT ,12% 25,17% IT ,56% 24,40% IT ,12% 25,17% IT ,56% 24,40% IT ,12% 25,17% IT ,56% 24,40% IT ,12% 25,17% IT ,56% 24,40% IT ,12% 25,17% IT ,67% 25,92% IT ,56% 24,40% IT ,12% 25,17% IT ,67% 25,92% IT ,56% 24,40% IT ,12% 25,17% IT ,56% 24,40% IT ,12% 25,17% IT ,56% 24,40% IT ,12% 25,17% IT ,56% 24,40% IT ,12% 25,17% IT ,56% 24,40% IT ,12% 25,17% IT ,12% 25,17% IT ,56% 24,40% IT ,12% 25,17% IT ,67% 25,92% IT ,56% 24,40% IT ,12% 25,17% IT ,67% 25,92% IT ,56% 24,40% IT ,12% 25,17% 31

32 IT Rinv 7,398% Rinv 5% Rinv 4% Pérdida de (%) Pérdida (%) IT ,67% 25,92% IT ,56% 24,40% IT ,12% 25,17% IT ,67% 25,92% IT ,12% 25,17% IT ,67% 25,92% IT ,12% 25,17% IT ,67% 25,92% IT ,12% 25,17% IT ,67% 25,92% IT ,12% 25,17% IT ,67% 25,92% IT ,12% 25,17% IT ,67% 25,92% IT ,12% 25,17% IT ,67% 25,92% IT ,12% 25,17% IT ,67% 25,92% IT ,12% 25,17% IT ,67% 25,92% IT ,12% 25,17% IT ,67% 25,92% IT ,12% 25,17% IT ,67% 25,92% IT ,12% 25,17% IT ,67% 25,92% IT ,12% 25,17% IT ,67% 25,92% IT ,12% 25,17% IT ,67% 25,92% IT ,12% 25,17% IT ,67% 25,92% IT ,12% 25,17% IT ,67% 25,92% IT ,12% 25,17% IT ,67% 25,92% IT ,12% 25,17% IT ,67% 25,92% IT ,20% 26,64% IT ,12% 25,17% IT ,67% 25,92% IT ,20% 26,64% IT ,12% 25,17% IT ,67% 25,92% IT ,20% 26,64% IT ,12% 25,17% IT ,67% 25,92% IT ,20% 26,64% IT ,67% 25,92% IT ,20% 26,64% IT ,67% 25,92% IT ,20% 26,64% IT ,67% 25,92% IT ,20% 26,64% IT ,67% 25,92% 32

33 IT Rinv 7,398% Rinv 5% Rinv 4% Pérdida de (%) Pérdida (%) IT ,20% 26,64% IT ,67% 25,92% IT ,20% 26,64% IT ,67% 25,92% IT ,20% 26,64% IT ,67% 25,92% IT ,20% 26,64% IT ,67% 25,92% IT ,20% 26,64% IT ,67% 25,92% IT ,20% 26,64% IT ,67% 25,92% IT ,20% 26,64% IT ,67% 25,92% IT ,20% 26,64% IT ,71% 27,33% IT ,67% 25,92% IT ,20% 26,64% IT ,71% 27,33% IT ,67% 25,92% IT ,20% 26,64% IT ,71% 27,33% IT ,67% 25,92% IT ,20% 26,64% IT ,71% 27,33% IT ,67% 25,92% IT ,20% 26,64% IT ,71% 27,33% IT ,67% 25,92% IT ,20% 26,64% IT ,71% 27,33% IT ,20% 26,64% IT ,71% 27,33% IT ,67% 25,92% IT ,20% 26,64% IT ,71% 27,33% IT ,67% 25,92% IT ,20% 26,64% IT ,71% 27,33% IT ,20% 26,64% IT ,71% 27,33% IT ,12% 25,17% IT ,12% 25,17% IT ,12% 25,17% IT ,56% 24,40% IT ,12% 25,17% IT ,12% 25,17% IT ,12% 25,17% IT ,12% 25,17% IT ,12% 25,17% IT ,12% 25,17% IT ,12% 25,17% IT ,12% 25,17% IT ,67% 25,92% IT ,67% 25,92% 33