Informe - SueloSolar
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Informe - SueloSolar
Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F 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 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 2 de 200. 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 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 3 de 200. 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. ©2014 Roland Berger Strategy Consultants ii/198 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 4 de 200. 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 ©2014 Roland Berger Strategy Consultants iii/198 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 5 de 200. 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 ©2014 Roland Berger Strategy Consultants iv/198 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 6 de 200. H. Tratamiento de Residuos ......................................................................... 176 I. Combustión de Residuos ......................................................................... 178 IV. Bibliografía ....................................................................................................... 180 V. Roland Berger: Modelo Mayorista de Electricidad ........................................ 192 ©2014 Roland Berger Strategy Consultants v/198 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 7 de 200. 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 ©2014 Roland Berger Strategy Consultants 6/198 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 8 de 200. 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). ©2014 Roland Berger Strategy Consultants 7/198 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 9 de 200. 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. ©2014 Roland Berger Strategy Consultants 8/198 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 10 de 200. 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). ©2014 Roland Berger Strategy Consultants 9/198 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 11 de 200. 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. ©2014 Roland Berger Strategy Consultants 10/198 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 12 de 200. 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. ©2014 Roland Berger Strategy Consultants 11/198 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 13 de 200. 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). ©2014 Roland Berger Strategy Consultants 12/198 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 14 de 200. • 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). ©2014 Roland Berger Strategy Consultants 13/198 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 15 de 200. 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. ©2014 Roland Berger Strategy Consultants 14/198 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 16 de 200. 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: ©2014 Roland Berger Strategy Consultants 15/198 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 17 de 200. 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 ©2014 Roland Berger Strategy Consultants 16/198 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 18 de 200. 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). ©2014 Roland Berger Strategy Consultants 17/198 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 19 de 200. 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. ©2014 Roland Berger Strategy Consultants 18/198 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 20 de 200. 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. ©2014 Roland Berger Strategy Consultants 19/198 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 21 de 200. 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. ©2014 Roland Berger Strategy Consultants 20/198 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 22 de 200. 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. ©2014 Roland Berger Strategy Consultants 21/198 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 23 de 200. 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. ©2014 Roland Berger Strategy Consultants 22/198 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 24 de 200. 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: ©2014 Roland Berger Strategy Consultants 23/198 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 25 de 200. • 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). ©2014 Roland Berger Strategy Consultants 24/198 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 26 de 200. 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. ©2014 Roland Berger Strategy Consultants 25/198 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 27 de 200. 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. ©2014 Roland Berger Strategy Consultants 26/198 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 28 de 200. 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%. ©2014 Roland Berger Strategy Consultants 27/198 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 29 de 200. 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. ©2014 Roland Berger Strategy Consultants 28/198 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 30 de 200. 1.1.9 Combustión de Residuos Los casos tipo para esta tecnología se han definido en línea con lo establecido para la 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). ©2014 Roland Berger Strategy Consultants 29/198 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 31 de 200. • 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. ©2014 Roland Berger Strategy Consultants 30/198 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 32 de 200. 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. ©2014 Roland Berger Strategy Consultants 31/198 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 33 de 200. 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) • Solar Termoeléctrica (23 de octubre de 2013) • Eólica (7 de noviembre de 2013) • Hidroeléctrica (8 de noviembre de 2013) • Biomasa (8 de noviembre de 2013) • Biogás (8 de noviembre de 2013) • Combustión de residuos (8 de noviembre de 2013) Para cogeneración y tratamiento de residuos se realizó una sesión de revisión con fecha a 31 de enero de 2014. ©2014 Roland Berger Strategy Consultants 32/198 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 34 de 200. 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". ©2014 Roland Berger Strategy Consultants 33/198 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 35 de 200. 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. ©2014 Roland Berger Strategy Consultants 34/198 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 36 de 200. 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. ©2014 Roland Berger Strategy Consultants 35/198 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 37 de 200. • 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. ©2014 Roland Berger Strategy Consultants 36/198 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 38 de 200. 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 Fuente: Roland Berger Strategy Consultants ©2014 Roland Berger Strategy Consultants 37/198 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 39 de 200. 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. ©2014 Roland Berger Strategy Consultants 38/198 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 40 de 200. 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 ©2014 Roland Berger Strategy Consultants 39/198 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 41 de 200. 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. ©2014 Roland Berger Strategy Consultants 40/198 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 42 de 200. 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 ©2014 Roland Berger Strategy Consultants 41/198 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 43 de 200. 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 ©2014 Roland Berger Strategy Consultants 42/198 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 44 de 200. 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. ©2014 Roland Berger Strategy Consultants 43/198 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 45 de 200. 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 Combustión de residuos T ratamiento de residuos Hidroeléctrica Cogeneración Biomasa Solar T ermoeléctrica Solar Fotovoltaica Eólica Fuente: CNE; Roland Berger Strategy Consultants 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 Combustión de residuos T ratamiento de residuos Hidroeléctrica Cogeneración Biomasa Solar T ermoeléctrica Solar Fotovoltaica Eólica Fuente: CNE; Roland Berger Strategy Consultants ©2014 Roland Berger Strategy Consultants 44/198 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 46 de 200. 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 Fuente: CNE; Roland Berger Strategy Consultants ©2014 Roland Berger Strategy Consultants 45/198 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 47 de 200. 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. ©2014 Roland Berger Strategy Consultants 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) ©2014 Roland Berger Strategy Consultants > 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 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 48 de 200. Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 49 de 200. 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. ©2014 Roland Berger Strategy Consultants 48/198 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 50 de 200. 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. ©2014 Roland Berger Strategy Consultants 49/198 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 51 de 200. 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. ©2014 Roland Berger Strategy Consultants 50/198 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 52 de 200. 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). ©2014 Roland Berger Strategy Consultants 51/198 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 53 de 200. 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 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. 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 ©2014 Roland Berger Strategy Consultants 52/198 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 54 de 200. 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. ©2014 Roland Berger Strategy Consultants 53/198 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 55 de 200. 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. ©2014 Roland Berger Strategy Consultants 54/198 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 56 de 200. 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. ©2014 Roland Berger Strategy Consultants 55/198 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 57 de 200. Figura 15 – Tecnologías de generación régimen especial, 20121) ©2014 Roland Berger Strategy Consultants 56/198 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 58 de 200. 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. Fuente: CNE; Roland Berger Strategy Consultants 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. ©2014 Roland Berger Strategy Consultants 57/198 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 59 de 200. 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 ©2014 Roland Berger Strategy Consultants 58/198 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 60 de 200. 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 Fuente: Roland Berger Strategy Consultants 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 ©2014 Roland Berger Strategy Consultants 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 59/198 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 61 de 200. 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 ©2014 Roland Berger Strategy Consultants 60/198 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 62 de 200. • 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% Fuente: Roland Berger Strategy Consultants 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 ©2014 Roland Berger Strategy Consultants 61/198 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 63 de 200. 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 Fuente: Roland Berger Strategy Consultants 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 Fuente: Roland Berger Strategy Consultants ©2014 Roland Berger Strategy Consultants 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 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 64 de 200. 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. ©2014 Roland Berger Strategy Consultants 63/198 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 65 de 200. 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 Fuente: CNE; Roland Berger Strategy Consultants 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. ©2014 Roland Berger Strategy Consultants 64/198 65/198 Año de explotación 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 ©2014 Roland Berger Strategy Consultants 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 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 66 de 200. <---------- Año de Puesta en Marcha 66/198 Año de explotación 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 ©2014 Roland Berger Strategy Consultants 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) Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 67 de 200. <---------- Año de Puesta en Marcha Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 68 de 200. 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 COG4: Inst. motor entre 10 y 25 MW COG5: Inst. motor entre 25 y 50 MW COG6: Inst. motor entre 50 y 100 MW COG7: Inst. turbina hasta 500 kW COG8: Inst. turbina entre 500 kW y 1 MW COG9: Inst. turbina entre 1 y 10 MW COG10: Inst. turbina entre 10 y 25 MW COG11: Inst. turbina entre 25 y 50 MW COG12: Inst. turbina entre 50 y 100 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 COG16: Inst. gasóleo entre 10 y 25 MW COG17: Inst. gasóleo entre 25 y 50 MW COG18: Inst. gasóleo entre 50 y 100 MW COG19: Inst. fuelóleo hasta 500 kW COG20: Inst. fuelóleo entre 500 kW y 1 MW COG21: Inst. fuelóleo entre 1 y 10 MW COG22: Inst. fuelóleo entre 10 y 25 MW COG23: Inst. fuelóleo entre 25 y 50 MW COG24: Inst. fuelóleo entre 50 y 100 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 COG27: Inst. carbón entre 25 y 50 MW COG28: Inst. carbón entre 50 y 100 MW COG29: Inst. gas refinería hasta 10 MW COG30: Inst. gas refinería entre 10 y 25 MW ©2014 Roland Berger Strategy Consultants (sin instalaciones) (sin instalaciones) (sin instalaciones) (sin instalaciones) (sin instalaciones) 67/198 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 69 de 200. • • • • • • COG31: Inst. gas refinería entre 25 y 50 MW (sin instalaciones) COG32: Inst. gas refinería entre 50 y 100 MW 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. ©2014 Roland Berger Strategy Consultants 68/198 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 70 de 200. 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. Fuente: CNE; Roland Berger Strategy Consultants 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. ©2014 Roland Berger Strategy Consultants 69/198 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 71 de 200. 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 ©2014 Roland Berger Strategy Consultants 70/198 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 72 de 200. • 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). ©2014 Roland Berger Strategy Consultants 71/198 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 73 de 200. 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). ©2014 Roland Berger Strategy Consultants 72/198 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 74 de 200. 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. ©2014 Roland Berger Strategy Consultants 73/198 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 75 de 200. 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 ( ©2014 Roland Berger Strategy Consultants 74/198 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 76 de 200. 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 ©2014 Roland Berger Strategy Consultants 75/198 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 77 de 200. 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. ©2014 Roland Berger Strategy Consultants 76/198 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 78 de 200. 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 • OPEX + COPEX de 110 k/MW para funcionamientos en torno a 5.000 horas • ≈ EUR 103 GN (inc. ATR) + EUR 3 CO2 • Total ≈ EUR 106 25 - 50 MW • • • • Re 37% – 40%; Rt 36% – 40% REE 62% – 72% SSAA: ≈ 2,9% Aprox. 7.000 hrs • ≈ 1,1 – 1,3 • OPEX + COPEX de 140 k/MW para funcionamientos en torno a 7.000 horas • ≈ EUR 100 GN (inc. ATR) + EUR 3 CO2 • Total ≈ EUR 103 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 Fuente: Roland Berger Strategy Consultants 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 Fuente: Roland Berger Strategy Consultants ©2014 Roland Berger Strategy Consultants 77/198 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 79 de 200. 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. ©2014 Roland Berger Strategy Consultants 78/198 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 80 de 200. 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 ©2014 Roland Berger Strategy Consultants 79/198 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 81 de 200. 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 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. 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. ©2014 Roland Berger Strategy Consultants 80/198 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 82 de 200. 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 Fuente: Roland Berger Strategy Consultants 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 ©2014 Roland Berger Strategy Consultants 81/198 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 83 de 200. 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 Fuente: Entrevistas con el sector; Roland Berger Strategy Consultants 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 ©2014 Roland Berger Strategy Consultants 82/198 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 84 de 200. 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 Fuente: Roland Berger Strategy Consultants 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. ©2014 Roland Berger Strategy Consultants 83/198 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 85 de 200. 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 Fuente: Entrevistas con el sector; Roland Berger Strategy Consultants 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. ©2014 Roland Berger Strategy Consultants 84/198 - - - - - - 6,51 - - - - - - 1994 1995 - - - - - - 1996 ©2014 Roland Berger Strategy Consultants 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 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 86 de 200. 54,43 - - - - - - - - - - 1996 52,74 - 1995 ©2014 Roland Berger Strategy Consultants 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 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 87 de 200. Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 88 de 200. 4.4 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 (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. Nota: MW (# instalaciones) 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". ©2014 Roland Berger Strategy Consultants 87/198 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 89 de 200. 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 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. Fuente: CNE; Roland Berger Strategy Consultants 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. ©2014 Roland Berger Strategy Consultants 88/198 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 90 de 200. 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 Fuente: Registro Mercantil; Entrevistas al sector; Roland Berger Strategy Consultants 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 Fuente: Registro Mercantil; Entrevistas al sector; Roland Berger Strategy Consultants ©2014 Roland Berger Strategy Consultants 89/198 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 91 de 200. 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 Fuente: Entrevistas con el sector; Roland Berger Strategy Consultants 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 Fuente: Registro Mercantil; Entrevistas al sector; Roland Berger Strategy Consultants ©2014 Roland Berger Strategy Consultants 90/198 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 92 de 200. 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 Fuente: Entrevistas con el sector; Roland Berger Strategy Consultants 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. ©2014 Roland Berger Strategy Consultants 91/198 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 93 de 200. 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 Fuente: Entrevistas con el sector; Roland Berger Strategy Consultants 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 Fuente: Entrevistas con el sector; Roland Berger Strategy Consultants El coste medio de operación de una central cilindro-parabólica con almacenamiento ha aumentado de los 212 hasta los 229 mil euros por MW. ©2014 Roland Berger Strategy Consultants 92/198 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 94 de 200. 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 Fuente: Entrevistas con el sector; Roland Berger Strategy Consultants 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 Fuente: Entrevistas con el sector; Roland Berger Strategy Consultants 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: ©2014 Roland Berger Strategy Consultants 93/198 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 95 de 200. • 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. ©2014 Roland Berger Strategy Consultants 94/198 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 96 de 200. 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) Nota: MW (# instalaciones) 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. Fuente: CNE; Roland Berger Strategy Consultants ©2014 Roland Berger Strategy Consultants 95/198 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 97 de 200. 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. Fuente: CNE; Roland Berger Strategy Consultants 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): ©2014 Roland Berger Strategy Consultants 96/198 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 98 de 200. 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 Fuente: Entrevistas con el sector; Roland Berger Strategy Consultants 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 Fuente: Entrevistas con el sector; Roland Berger Strategy Consultants ©2014 Roland Berger Strategy Consultants 97/198 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 99 de 200. 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 Fuente: Entrevistas con el sector; Roland Berger Strategy Consultants 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 y terrenos principales eléctrico + Línea conexión 39% Otros Total Obra Civil Equipos Sistema y terrenos principales eléctrico + Línea conexión Otros Total Fuente: Entrevistas con el sector; Roland Berger Strategy Consultants 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. ©2014 Roland Berger Strategy Consultants 98/198 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 100 de 200. 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 Fuente: Entrevistas con el sector; Roland Berger Strategy Consultants ©2014 Roland Berger Strategy Consultants 99/198 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 101 de 200. 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 Fuente: Entrevistas con el sector; Roland Berger Strategy Consultants 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 Fuente: Entrevistas con el sector; Roland Berger Strategy Consultants 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. ©2014 Roland Berger Strategy Consultants 100/198 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 102 de 200. • 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). ©2014 Roland Berger Strategy Consultants 101/198 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 103 de 200. 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 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. Fuente: CNE; Roland Berger Strategy Consultants ©2014 Roland Berger Strategy Consultants 102/198 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 104 de 200. 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 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. Fuente: CNE; Roland Berger Strategy Consultants 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. ©2014 Roland Berger Strategy Consultants 103/198 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 105 de 200. 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 ©2014 Roland Berger Strategy Consultants 104/198 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 106 de 200. 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 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. Fuente: CNE; Roland Berger Strategy Consultants ©2014 Roland Berger Strategy Consultants 105/198 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 107 de 200. 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 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. Fuente: CNE; Roland Berger Strategy Consultants 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: ©2014 Roland Berger Strategy Consultants 106/198 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 108 de 200. • 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" Fuente: Entrevistas con el sector; Roland Berger Strategy Consultants ©2014 Roland Berger Strategy Consultants 107/198 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 109 de 200. 4.8 Tratamiento de Residuos 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. 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. 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. Fuente: CNE; Roland Berger Strategy Consultants 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). ©2014 Roland Berger Strategy Consultants 108/198 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 110 de 200. 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. ©2014 Roland Berger Strategy Consultants 109/198 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 111 de 200. 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). ©2014 Roland Berger Strategy Consultants 110/198 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 112 de 200. 4.9 Combustión de Residuos 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. Los casos tipo para esta tecnología se han definido en línea con lo establecido para la 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 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. Fuente: CNE; Roland Berger Strategy Consultants ©2014 Roland Berger Strategy Consultants 111/198 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 113 de 200. 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 variando del x0,5 hasta x3,0 • Otros costes: 106 euros por MWhe variando del x0,4 hasta x1,8 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. ©2014 Roland Berger Strategy Consultants 112/198 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 114 de 200. 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. ©2014 Roland Berger Strategy Consultants 113/198 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 115 de 200. 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. ©2014 Roland Berger Strategy Consultants 114/198 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 116 de 200. 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. ©2014 Roland Berger Strategy Consultants 115/198 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 117 de 200. 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. ©2014 Roland Berger Strategy Consultants 116/198 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 118 de 200. 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 ©2014 Roland Berger Strategy Consultants (6 instalaciones, 2 MW) (1 instalación, 24 MW) (4 instalaciones, 1 MW) (10 instalaciones, 9 MW) (2 instalaciones, 65 MW) (1 instalación, 44 MW) (1 instalación, 84 MW) (12 instalaciones, 45 MW) 117/198 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 119 de 200. 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 ©2014 Roland Berger Strategy Consultants 118/198 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 120 de 200. 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 ©2014 Roland Berger Strategy Consultants 119/198 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 121 de 200. 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 ©2014 Roland Berger Strategy Consultants 120/198 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 122 de 200. 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 Retribución a la Inversión (borrador RD) Ro Retribución a la Operación (borrador RD) RSU Residuos Sólidos Urbanos TIR Tasas internas de retorno (de proyecto) ©2014 Roland Berger Strategy Consultants 121/198 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 123 de 200. 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 Solar Termoeléctrica 25 Hidroeléctrica 25 Biomasa y Biogás 25 Tratamiento de Residuos 20 Combustión de Residuos 25 ©2014 Roland Berger Strategy Consultants 122/198 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 124 de 200. 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 ©2014 Roland Berger Strategy Consultants 123/198 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 125 de 200. 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 ©2014 Roland Berger Strategy Consultants 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 ©2014 Roland Berger Strategy Consultants <---------- Año de Puesta en Marcha 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 Año de explotación -----------------> 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 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 126 de 200. <---------- Año de Puesta en Marcha Gas natural – turbinas (a.1.1) Cogeneración EUR/MWh Ro CAPEX Capacidad Horas de funcionamiento en 2014 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 Año de explotación -----------------> Año de puesta en marcha ----> 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 ©2014 Roland Berger Strategy Consultants <---------- Año de Puesta en Marcha 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 Año de explotación -----------------> 2011 1,86 0 5.390 5.390 2019 1,90 5.390 2020 1,90 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 127 de 200. <---------- Año de Puesta en Marcha EUR/MWh Ro CAPEX Capacidad Horas de funcionamiento en 2014 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 Año de explotación -----------------> Año de puesta en marcha ----> 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 ©2014 Roland Berger Strategy Consultants <---------- Año de Puesta en Marcha 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 Año de explotación -----------------> 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 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 128 de 200. <---------- Año de Puesta en Marcha EUR/MWh Ro CAPEX Capacidad Horas de funcionamiento en 2014 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 Año de explotación -----------------> Año de puesta en marcha ----> 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 ©2014 Roland Berger Strategy Consultants <---------- Año de Puesta en Marcha Estándar: MW instalados: Combustible Rango potencia Tabla 4 – Cogeneración: a.1.1. – 10 < P ≤ 25 MW (turbinas) 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 Año de explotación -----------------> 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 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 129 de 200. <---------- Año de Puesta en Marcha EUR/MWh Ro CAPEX Capacidad Horas de funcionamiento en 2014 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 Año de explotación -----------------> Año de puesta en marcha ----> 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 ©2014 Roland Berger Strategy Consultants <---------- Año de Puesta en Marcha 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 Tabla 5 – Cogeneración: a.1.1. – 25 < P ≤ 50 MW (turbinas) 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 Año de explotación -----------------> 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 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 130 de 200. <---------- Año de Puesta en Marcha EUR/MWh Ro CAPEX Capacidad Horas de funcionamiento en 2014 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 Año de explotación -----------------> Año de puesta en marcha ----> 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 ©2014 Roland Berger Strategy Consultants <---------- Año de Puesta en Marcha 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 Año de explotación -----------------> 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 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 131 de 200. <---------- Año de Puesta en Marcha Gas natural – motores (a.1.1) EUR/MWh Ro CAPEX Capacidad Horas de funcionamiento en 2014 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 Año de explotación -----------------> Año de puesta en marcha ----> 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 ©2014 Roland Berger Strategy Consultants <---------- Año de Puesta en Marcha 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 Año de explotación -----------------> 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 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 132 de 200. <---------- Año de Puesta en Marcha EUR/MWh Ro CAPEX Capacidad Horas de funcionamiento en 2014 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 Año de explotación -----------------> Año de puesta en marcha ----> 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 ©2014 Roland Berger Strategy Consultants <---------- Año de Puesta en Marcha 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 Año de explotación -----------------> 2011 1,86 24 4.320 4.320 2019 1,90 4.320 2020 1,90 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 133 de 200. <---------- Año de Puesta en Marcha EUR/MWh Ro CAPEX Capacidad Horas de funcionamiento en 2014 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 Año de explotación -----------------> Año de puesta en marcha ----> 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 ©2014 Roland Berger Strategy Consultants <---------- Año de Puesta en Marcha 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 Año de explotación -----------------> 2011 0,98 65 5.280 5.280 2019 1,00 5.280 2020 1,00 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 134 de 200. <---------- Año de Puesta en Marcha EUR/MWh Ro CAPEX Capacidad Horas de funcionamiento en 2014 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 Año de explotación -----------------> Año de puesta en marcha ----> 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 ©2014 Roland Berger Strategy Consultants <---------- Año de Puesta en Marcha Estándar: MW instalados: Combustible Rango potencia Tabla 10 – Cogeneración: a.1.1. – 10 < P ≤ 25 MW (motores) 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 Año de explotación -----------------> 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 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 135 de 200. <---------- Año de Puesta en Marcha EUR/MWh Ro CAPEX Capacidad Horas de funcionamiento en 2014 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 Año de explotación -----------------> Año de puesta en marcha ----> 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 ©2014 Roland Berger Strategy Consultants <---------- Año de Puesta en Marcha 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 Tabla 11 – Cogeneración: a.1.1. – 25 < P ≤ 50 MW (motores) 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 Año de explotación -----------------> 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 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 136 de 200. <---------- Año de Puesta en Marcha Combustibles líquidos (a.1.2) EUR/MWh Ro CAPEX Capacidad Horas de funcionamiento en 2014 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 Año de explotación -----------------> Año de puesta en marcha ----> 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 ©2014 Roland Berger Strategy Consultants <---------- Año de Puesta en Marcha 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 Año de explotación -----------------> 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 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 137 de 200. <---------- Año de Puesta en Marcha EUR/MWh Ro CAPEX Capacidad Horas de funcionamiento en 2014 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 Año de explotación -----------------> Año de puesta en marcha ----> 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 ©2014 Roland Berger Strategy Consultants <---------- Año de Puesta en Marcha 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 Año de explotación -----------------> 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 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 138 de 200. <---------- Año de Puesta en Marcha EUR/MWh Ro CAPEX Capacidad Horas de funcionamiento en 2014 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 Año de explotación -----------------> Año de puesta en marcha ----> 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 ©2014 Roland Berger Strategy Consultants <---------- Año de Puesta en Marcha 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 Año de explotación -----------------> 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 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 139 de 200. <---------- Año de Puesta en Marcha EUR/MWh Ro CAPEX Capacidad Horas de funcionamiento en 2014 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 Año de explotación -----------------> Año de puesta en marcha ----> 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 ©2014 Roland Berger Strategy Consultants <---------- Año de Puesta en Marcha 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 Año de explotación -----------------> 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 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 140 de 200. <---------- Año de Puesta en Marcha Instalaciones acogidas al RD 661/2007 Solar fotovoltaica EUR/MWh Ro CAPEX Capacidad Horas de funcionamiento en 2014 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 Año de explotación -----------------> Año de puesta en marcha ----> 1998 1999 2000 2001 5,52 5,52 EUR/MW 0 0 0 0 MW horas 1.338 1.338 1.338 1.338 ©2014 Roland Berger Strategy Consultants <---------- Año de Puesta en Marcha 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 Año de explotación -----------------> 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 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 141 de 200. <---------- Año de Puesta en Marcha EUR/MWh Ro CAPEX Capacidad Horas de funcionamiento en 2014 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 Año de explotación -----------------> Año de puesta en marcha ----> 1998 1999 2000 2001 7,44 EUR/MW 0 0 0 0 MW horas 1.989 1.989 1.989 1.989 ©2014 Roland Berger Strategy Consultants <---------- Año de Puesta en Marcha 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 Año de explotación -----------------> 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 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 142 de 200. <---------- Año de Puesta en Marcha EUR/MWh Ro CAPEX Capacidad Horas de funcionamiento en 2014 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 Año de explotación -----------------> Año de puesta en marcha ----> 1998 1999 2000 2001 7,55 EUR/MW 0 0 0 0 MW horas 2.080 2.080 2.080 2.080 ©2014 Roland Berger Strategy Consultants <---------- Año de Puesta en Marcha 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 Año de explotación -----------------> 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 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 143 de 200. <---------- Año de Puesta en Marcha EUR/MWh Ro CAPEX Capacidad Horas de funcionamiento en 2014 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 Año de explotación -----------------> Año de puesta en marcha ----> 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 ©2014 Roland Berger Strategy Consultants <---------- Año de Puesta en Marcha 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 Año de explotación -----------------> 2011 2019 2020 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 144 de 200. <---------- Año de Puesta en Marcha EUR/MWh Ro CAPEX Capacidad Horas de funcionamiento en 2014 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 Año de explotación -----------------> 2018 2019 Año de puesta en marcha ----> 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 ©2014 Roland Berger Strategy Consultants <---------- Año de Puesta en Marcha 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 Año de explotación -----------------> 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 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 145 de 200. <---------- Año de Puesta en Marcha EUR/MWh Ro CAPEX Capacidad Horas de funcionamiento en 2014 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 Año de explotación -----------------> Año de puesta en marcha ----> 1998 1999 2000 2001 7,36 EUR/MW 0 0 0 0 MW horas 2.092 2.092 2.092 2.092 ©2014 Roland Berger Strategy Consultants <---------- Año de Puesta en Marcha 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 Año de explotación -----------------> 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 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 146 de 200. <---------- Año de Puesta en Marcha EUR/MWh Ro CAPEX Capacidad Horas de funcionamiento en 2014 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 Año de explotación -----------------> Año de puesta en marcha ----> 1998 1999 2000 2001 EUR/MW 0 0 0 0 MW horas 1.562 1.562 1.562 1.562 ©2014 Roland Berger Strategy Consultants <---------- Año de Puesta en Marcha 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 Año de explotación -----------------> 2011 758 611 2018 2015 758 611 2019 2016 745 597 2020 2017 745 597 2021 2018 2019 2020 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 147 de 200. <---------- Año de Puesta en Marcha EUR/MWh Ro CAPEX Capacidad Horas de funcionamiento en 2014 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 Año de explotación -----------------> 9 2018 6 2019 2 2020 1 2021 Año de puesta en marcha ----> 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 ©2014 Roland Berger Strategy Consultants <---------- Año de Puesta en Marcha 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 Año de explotación -----------------> 2011 700 2018 2015 700 2019 2016 700 2020 2017 700 2021 2018 2019 2020 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 148 de 200. <---------- Año de Puesta en Marcha EUR/MWh Ro CAPEX Capacidad Horas de funcionamiento en 2014 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 Año de explotación -----------------> 2 2018 2019 2020 2021 Año de puesta en marcha ----> 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 ©2014 Roland Berger Strategy Consultants <---------- Año de Puesta en Marcha 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 Año de explotación -----------------> 2011 735 2018 2015 735 2019 2016 723 2020 2017 723 2021 2018 2019 2020 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 149 de 200. <---------- Año de Puesta en Marcha EUR/MWh Ro CAPEX Capacidad Horas de funcionamiento en 2014 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 Año de explotación -----------------> 2018 2019 2020 2021 Año de puesta en marcha ----> 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 ©2014 Roland Berger Strategy Consultants <---------- Año de Puesta en Marcha 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 Año de explotación -----------------> 2011 450 542 2018 2015 450 542 2019 2016 434 526 2020 2017 434 526 2021 2018 2019 2020 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 150 de 200. <---------- Año de Puesta en Marcha EUR/MWh Ro CAPEX Capacidad Horas de funcionamiento en 2014 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 Año de explotación -----------------> 3 2018 2019 2020 2021 Año de puesta en marcha ----> 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 ©2014 Roland Berger Strategy Consultants <---------- Año de Puesta en Marcha 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 Año de explotación -----------------> 2011 653 2018 2015 653 2019 2016 645 2020 2017 645 2021 2018 2019 2020 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 151 de 200. <---------- Año de Puesta en Marcha EUR/MWh Ro CAPEX Capacidad Horas de funcionamiento en 2014 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 Año de explotación -----------------> 2018 2019 2020 2021 Año de puesta en marcha ----> 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 ©2014 Roland Berger Strategy Consultants <---------- Año de Puesta en Marcha 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 Año de explotación -----------------> 2011 780 2018 2015 780 2019 2016 763 2020 2017 763 2021 2018 2019 2020 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 152 de 200. <---------- Año de Puesta en Marcha EUR/MWh Ro CAPEX Capacidad Horas de funcionamiento en 2014 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 Año de explotación -----------------> 2018 Año de puesta en marcha ----> 1998 1999 2000 2001 2002 EUR/MW 0 0 0 0 0 MW horas 1.677 1.677 1.677 1.677 1.677 ©2014 Roland Berger Strategy Consultants <---------- Año de Puesta en Marcha 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 Año de explotación -----------------> 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 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 153 de 200. <---------- Año de Puesta en Marcha EUR/MWh Ro CAPEX Capacidad Horas de funcionamiento en 2014 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 Año de explotación -----------------> Año de puesta en marcha ----> 1998 1999 2000 2001 EUR/MW 0 0 0 0 MW horas 2.026 2.026 2.026 2.026 ©2014 Roland Berger Strategy Consultants <---------- Año de Puesta en Marcha 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 Año de explotación -----------------> 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 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 154 de 200. <---------- Año de Puesta en Marcha EUR/MWh Ro CAPEX Capacidad Horas de funcionamiento en 2014 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 Año de explotación -----------------> 2018 2019 Año de puesta en marcha ----> 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 ©2014 Roland Berger Strategy Consultants <---------- Año de Puesta en Marcha 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 Año de explotación -----------------> 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 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 155 de 200. <---------- Año de Puesta en Marcha EUR/MWh Ro CAPEX Capacidad Horas de funcionamiento en 2014 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 Año de explotación -----------------> 2018 2019 2020 Año de puesta en marcha ----> 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 ©2014 Roland Berger Strategy Consultants <---------- Año de Puesta en Marcha 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 Año de explotación -----------------> 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 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 156 de 200. <---------- Año de Puesta en Marcha EUR/MWh Ro CAPEX Capacidad Horas de funcionamiento en 2014 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 Año de explotación -----------------> 2018 2019 2020 2021 Año de puesta en marcha ----> 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 ©2014 Roland Berger Strategy Consultants <---------- Año de Puesta en Marcha 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 Año de explotación -----------------> 2011 310 443 581 2018 2015 310 443 581 2019 2016 284 417 555 2020 2017 284 417 555 2021 2018 2019 2020 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 157 de 200. <---------- Año de Puesta en Marcha EUR/MWh Ro CAPEX Capacidad Horas de funcionamiento en 2014 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 Año de explotación -----------------> 2018 2019 2020 2021 Año de puesta en marcha ----> 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 ©2014 Roland Berger Strategy Consultants <---------- Año de Puesta en Marcha 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 Año de explotación -----------------> 2011 452 539 649 2018 2015 452 539 649 2019 2016 429 516 626 2020 2017 429 516 626 2021 2018 2019 2020 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 158 de 200. <---------- Año de Puesta en Marcha EUR/MWh Ro CAPEX Capacidad Horas de funcionamiento en 2014 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 Año de explotación -----------------> 2018 2019 2020 2021 Año de puesta en marcha ----> 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 ©2014 Roland Berger Strategy Consultants <---------- Año de Puesta en Marcha 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 Año de explotación -----------------> 2011 275 334 2018 2015 275 334 2019 2016 253 312 2020 2017 253 312 2021 2018 2019 2020 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 159 de 200. <---------- Año de Puesta en Marcha EUR/MWh Ro CAPEX Capacidad Horas de funcionamiento en 2014 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 Año de explotación -----------------> 2018 2019 2020 2021 Año de puesta en marcha ----> 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 ©2014 Roland Berger Strategy Consultants <---------- Año de Puesta en Marcha 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 Año de explotación -----------------> 2011 251 384 2018 2015 251 384 2019 2016 223 357 2020 2017 223 357 2021 2018 2019 2020 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 160 de 200. <---------- Año de Puesta en Marcha EUR/MWh Ro CAPEX Capacidad Horas de funcionamiento en 2014 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 Año de explotación -----------------> 2018 2019 2020 2021 Año de puesta en marcha ----> 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 ©2014 Roland Berger Strategy Consultants <---------- Año de Puesta en Marcha 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 Año de explotación -----------------> 2011 428 2018 2015 428 2019 2016 398 2020 2017 398 2021 2018 2019 2020 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 161 de 200. <---------- Año de Puesta en Marcha Instalaciones acogidas al RD 1578/2008 EUR/MWh Ro CAPEX Capacidad Horas de funcionamiento en 2014 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 Año de explotación -----------------> 2018 2019 2020 2021 2009 4,36 7 1.619 000 EUR /MW R inv Año de puesta en marcha ----> 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 ©2014 Roland Berger Strategy Consultants <---------- Año de Puesta en Marcha 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 Año de explotación -----------------> 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 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 162 de 200. <---------- Año de Puesta en Marcha EUR/MWh Ro CAPEX Capacidad Horas de funcionamiento en 2014 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 Año de explotación -----------------> 2018 2019 2020 2021 2009 4,31 62 1.620 000 EUR /MW R inv Año de puesta en marcha ----> 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 ©2014 Roland Berger Strategy Consultants <---------- Año de Puesta en Marcha 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 Año de explotación -----------------> 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 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 163 de 200. <---------- Año de Puesta en Marcha EUR/MWh Ro CAPEX Capacidad Horas de funcionamiento en 2014 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 Año de explotación -----------------> 2018 2019 2020 2021 000 EUR /MW R inv Año de puesta en marcha ----> 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 ©2014 Roland Berger Strategy Consultants <---------- Año de Puesta en Marcha 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 Año de explotación -----------------> 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 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 164 de 200. <---------- Año de Puesta en Marcha EUR/MWh Ro CAPEX Capacidad Horas de funcionamiento en 2014 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 Año de explotación -----------------> 2018 2019 2020 2021 2009 4,04 99 1.817 000 EUR /MW R inv Año de puesta en marcha ----> 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 ©2014 Roland Berger Strategy Consultants <---------- Año de Puesta en Marcha 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 Año de explotación -----------------> 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 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 165 de 200. <---------- Año de Puesta en Marcha EUR/MWh Ro CAPEX Capacidad Horas de funcionamiento en 2014 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 Año de explotación -----------------> 2018 2019 2020 2021 2009 4,85 5 2.309 000 EUR /MW R inv Año de puesta en marcha ----> 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 ©2014 Roland Berger Strategy Consultants <---------- Año de Puesta en Marcha 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 Año de explotación -----------------> 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 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 166 de 200. <---------- Año de Puesta en Marcha EUR/MWh Ro CAPEX Capacidad Horas de funcionamiento en 2014 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 Año de explotación -----------------> 2018 2019 2020 2021 2009 5,10 46 2.185 000 EUR /MW R inv Año de puesta en marcha ----> 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 ©2014 Roland Berger Strategy Consultants <---------- Año de Puesta en Marcha 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 Año de explotación -----------------> 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 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 167 de 200. <---------- Año de Puesta en Marcha Solar termoeléctrica EUR/MWh Ro CAPEX Capacidad Horas de funcionamiento en 2014 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 Año de explotación -----------------> Año de puesta en marcha ----> 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 ©2014 Roland Berger Strategy Consultants <---------- Año de Puesta en Marcha 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 Año de explotación -----------------> 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 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 168 de 200. <---------- Año de Puesta en Marcha EUR/MWh Ro CAPEX Capacidad Horas de funcionamiento en 2014 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 Año de explotación -----------------> Año de puesta en marcha ----> 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 ©2014 Roland Berger Strategy Consultants <---------- Año de Puesta en Marcha 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 Año de explotación -----------------> 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 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 169 de 200. <---------- Año de Puesta en Marcha Hidroeléctrica EUR/MWh Ro CAPEX Capacidad Horas de funcionamiento en 2014 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 Año de explotación -----------------> Año de puesta en marcha ----> 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 ©2014 Roland Berger Strategy Consultants <---------- Año de Puesta en Marcha 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 Año de explotación -----------------> 2011 1,96 4 2.774 2.774 2019 2,00 2.774 2020 2,00 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 170 de 200. <---------- Año de Puesta en Marcha EUR/MWh Ro CAPEX Capacidad Horas de funcionamiento en 2014 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 Año de explotación -----------------> Año de puesta en marcha ----> 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 ©2014 Roland Berger Strategy Consultants <---------- Año de Puesta en Marcha 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 Año de explotación -----------------> 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 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 171 de 200. <---------- Año de Puesta en Marcha EUR/MWh Ro CAPEX Capacidad Horas de funcionamiento en 2014 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 Año de explotación -----------------> Año de puesta en marcha ----> 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 ©2014 Roland Berger Strategy Consultants <---------- Año de Puesta en Marcha 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 Año de explotación -----------------> 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 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 172 de 200. <---------- Año de Puesta en Marcha Biomasa EUR/MWh Ro CAPEX Capacidad Horas de funcionamiento en 2014 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 Año de explotación -----------------> Año de puesta en marcha ----> 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 ©2014 Roland Berger Strategy Consultants <---------- Año de Puesta en Marcha 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 Año de explotación -----------------> 2011 3,14 17 6.500 6.500 2019 3,30 6.500 2020 3,30 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 173 de 200. <---------- Año de Puesta en Marcha EUR/MWh Ro CAPEX Capacidad Horas de funcionamiento en 2014 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 Año de explotación -----------------> Año de puesta en marcha ----> 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 ©2014 Roland Berger Strategy Consultants <---------- Año de Puesta en Marcha 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 Año de explotación -----------------> 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 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 174 de 200. <---------- Año de Puesta en Marcha 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 Año de explotación -----------------> Año de puesta en marcha ----> 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 ©2014 Roland Berger Strategy Consultants <---------- Año de Puesta en Marcha EUR/MWh Ro CAPEX Capacidad Horas de funcionamiento en 2014 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 Año de explotación -----------------> 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 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 175 de 200. <---------- Año de Puesta en Marcha 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 Año de explotación -----------------> Año de puesta en marcha ----> 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 ©2014 Roland Berger Strategy Consultants <---------- Año de Puesta en Marcha EUR/MWh Ro CAPEX Capacidad Horas de funcionamiento en 2014 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 Año de explotación -----------------> 2011 2,47 4 3.288 3.288 2019 2,50 3.288 2020 2,50 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 176 de 200. <---------- Año de Puesta en Marcha Tratamiento de Residuos 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 Año de explotación -----------------> Año de puesta en marcha ----> 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. ©2014 Roland Berger Strategy Consultants EUR/MWh Ro CAPEX Capacidad Horas de funcionamiento en 2014 Estándar: MW instalados: <---------- Año de Puesta en Marcha 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 Año de explotación -----------------> 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 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 177 de 200. <---------- Año de Puesta en Marcha EUR/MWh Ro CAPEX Capacidad Horas de funcionamiento en 2014 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 Año de explotación -----------------> Año de puesta en marcha ----> 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. ©2014 Roland Berger Strategy Consultants <---------- Año de Puesta en Marcha 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 Año de explotación -----------------> 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 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 178 de 200. <---------- Año de Puesta en Marcha Combustión de Residuos EUR/MWh Ro CAPEX Capacidad Horas de funcionamiento en 2014 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 Año de explotación -----------------> Año de puesta en marcha ----> 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 ©2014 Roland Berger Strategy Consultants <---------- Año de Puesta en Marcha 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 Año de explotación -----------------> 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 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 179 de 200. <---------- Año de Puesta en Marcha EUR/MWh Ro CAPEX Capacidad Horas de funcionamiento en 2014 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 Año de explotación -----------------> Año de puesta en marcha ----> 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 ©2014 Roland Berger Strategy Consultants <---------- Año de Puesta en Marcha 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 Año de explotación -----------------> 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 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 180 de 200. <---------- Año de Puesta en Marcha Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 181 de 200. 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. ©2014 Roland Berger Strategy Consultants 180/198 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 182 de 200. 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. ©2014 Roland Berger Strategy Consultants 181/198 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 183 de 200. B. Cogeneración Para la construcción del estándar de cogeneración se han utilizado las siguientes fuentes: • IDAE: Información de costes de instalaciones concretas puesta a disposición para la realización del informe • • • • • 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 CNE: capacidad instalada, horas equivalentes, retribución y producción eólica por opción de venta (base de datos de noviembre 2013) 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) 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). 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. 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. 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. ©2014 Roland Berger Strategy Consultants 182/198 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 184 de 200. 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. Para el cálculo del coste de inversión a futuro se ha estimado que seguirá constante 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. Para el cálculo del coste de operación a futuro se ha estimado que seguirá una evolución constante del 1% hasta 2020. ©2014 Roland Berger Strategy Consultants 183/198 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 185 de 200. C. Solar Fotovoltaica Para la construcción del estándar de solar fotovoltaica se han utilizado las siguientes fuentes: • IDAE: Información de costes de instalaciones concretas puesta a disposición para la realización del informe • CNE: capacidad instalada, horas equivalentes, retribución y producción eólica por opción de venta (base de datos de noviembre 2013) 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 • • • • 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 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. ©2014 Roland Berger Strategy Consultants 184/198 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 186 de 200. 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. Para el cálculo del coste de operación a futuro se ha estimado que seguirá una evolución constante del 1% hasta 2020. ©2014 Roland Berger Strategy Consultants 185/198 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 187 de 200. D. Solar Termoeléctrica Para la construcción del estándar de solar termoeléctrica se han utilizado las siguientes fuentes: • IDAE: Información de costes de instalaciones concretas puesta a disposición para la realización del informe • CNE: capacidad instalada, horas equivalentes, retribución y producción eólica por opción de venta (base de datos de noviembre 2013) 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 • • • 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 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. Para el cálculo del coste de inversión a futuro se ha estimado que seguirá constante 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. ©2014 Roland Berger Strategy Consultants 186/198 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 188 de 200. E. Hidroeléctrica Para la construcción del estándar de hidroeléctrica se han utilizado las siguientes fuentes: • IDAE: Información de costes de instalaciones concretas puesta a disposición para la realización del informe • CNE: capacidad instalada, horas equivalentes, retribución y producción eólica por opción de venta (base de datos de noviembre 2013) Entrevistas con sector (propietarios y gestores de centrales, asociaciones): Costes de inversión y operación y desglose de ambos Experiencia RBSC en proyectos anteriores PER (Plan de Energías Renovables 2005-2010 y 2011-2020): puntos de referencia de costes de inversión y explotación • • • 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 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. Para el cálculo del coste de inversión a futuro se ha estimado que seguirá constante 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. Para el cálculo del coste de operación a futuro se ha estimado que seguirá una crecimiento constante del 1% hasta 2020. ©2014 Roland Berger Strategy Consultants 187/198 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 189 de 200. F. Biomasa Para la construcción del estándar de biomasa se han utilizado las siguientes fuentes: • IDAE: Información de costes de instalaciones concretas puesta a disposición para la realización del informe • CNE: capacidad instalada, horas equivalentes, retribución y producción eólica por opción de venta (base de datos de noviembre 2013) Entrevistas con sector (productores, propietarios y explotadores de plantas): Precios de biomasa, costes de inversión y explotación PER (Plan de Energías Renovables 2005-2010 y 2011-2020): puntos de referencia de consumos y coste de 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 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. Para el cálculo del coste de inversión a futuro se ha estimado que seguirá constante 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. ©2014 Roland Berger Strategy Consultants 188/198 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 190 de 200. G. Biogás Para la construcción del estándar de biogás se han utilizado las siguientes fuentes: • IDAE: Información de costes de instalaciones concretas puesta a disposición para la realización del informe • CNE: capacidad instalada, horas equivalentes, retribución y producción eólica por opción de venta (base de datos de noviembre 2013) Entrevistas con sector (productores, propietarios y explotadores de plantas): Costes de inversión y explotación • 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 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. OPEX Para la construcción del OPEX, se han empleado datos recogidos en entrevistas con el sector. ©2014 Roland Berger Strategy Consultants 189/198 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 191 de 200. H. Tratamiento de residuos Para la construcción del estándar de biomasa se han utilizado las siguientes fuentes: • IDAE: Información de costes de instalaciones concretas puesta a disposición para la realización del informe • • ADAP (Informe junio 2011): puntos de referencia de costes de inversión CNE: capacidad instalada, horas equivalentes, retribución y producción eólica por opción de venta (base de datos de noviembre 2013) Entrevistas con sector (asociaciones y productores): Costes de inversión y explotación basados en instalaciones reales • 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 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). Para el cálculo del coste de inversión a futuro se ha estimado que seguirá constante hasta 2020. OPEX Para la construcción del OPEX, se han empleado estudios y datos recogidos en entrevistas con el sector (ver fuentes CAPEX). ©2014 Roland Berger Strategy Consultants 190/198 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 192 de 200. I. Combustión de residuos Para la construcción del estándar de biomasa se han utilizado las siguientes fuentes: • IDAE: Información de costes de instalaciones concretas puesta a disposición para la realización del informe • CNE: capacidad instalada, horas equivalentes, retribución y producción eólica por opción de venta (base de datos de noviembre 2013) Entrevistas con sector (asociaciones y productores): Costes de inversión y explotación basados en instalaciones reales (ej. consumo de gas y electricidad) • 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 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). Para el cálculo del coste de inversión a futuro se ha estimado que seguirá constante hasta 2020. OPEX Para la construcción del OPEX, se han empleado estudios y datos recogidos en entrevistas con el sector (ver fuentes CAPEX). ©2014 Roland Berger Strategy Consultants 191/198 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 193 de 200. 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 ©2014 Roland Berger Strategy Consultants Cálculos automáticos Resultados del modelo 192/198 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 194 de 200. 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 ©2014 Roland Berger Strategy Consultants 193/198 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 195 de 200. 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 CETEM LANDFILL IC 07 PAGE SA CETEM LANDFILL IC 11 PAGE SA CETEM LANDFILL IC 13 PAGE SA REMO LANDFILL IC 1 REMO NV GAZEL IC 1 XYLOWATT SA APPELS DDS IC 1 ELECTRABEL DISTRIBUTION CETEM LANDFILL IC 03 PAGE SA 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 CETEM LANDFILL IC 04 PAGE SA SCHAERBEEK 2 ELECTRABEL SA CETEM LANDFILL IC 02 PAGE 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 ELECTRABEL DISTRIBUTION ARDOOIE VANROBAYS IC ELECTRABEL 1 DISTRIBUTION ANTWERP LUCHTBAL IC ELECTRABEL 3 DISTRIBUTION ANTWERP LBC IC 1 ELECTRABEL DISTRIBUTION ANTWERP LBC IC 2 ELECTRABEL DISTRIBUTION OVERIJSE DE KOCK IC 1ELECTRABEL DISTRIBUTION HAMME WILLAERT IC 1 ELECTRABEL DISTRIBUTION BATTICE RADEMEKER ICELECTRABEL 1 DISTRIBUTION ANGLEUR-3 GT 2 SPE - SOC PRODUCTION D'ELEC MONSIN GT 1 SPE - SOC PRODUCTION D'ELEC 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 SPE - SOC PRODUCTION D'ELEC 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 ©2014 Roland Berger Strategy Consultants Status SVCS: MUNI WTE OPR SVCS: PRIV PWR DEV/PROD OPR MFG: EQUIPMENT OPR UTIL: GOVT OPR SVCS: PRIV PWR DEV/PROD OPR SVCS: PRIV PWR DEV/PROD OPR SVCS: PRIV PWR DEV/PROD OPR SVCS: MUNI WTE OPR MFG: EQUIPMENT OPR UTIL: IOU OPR SVCS: PRIV PWR DEV/PROD OPR UTIL: IOU OPR UTIL: GOVT OPR UTIL: IOU OPR UTIL: GOVT OPR SVCS: PRIV PWR DEV/PROD OPR UTIL: IOU OPR SVCS: PRIV PWR DEV/PROD 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 BIOMASS, WASTE, OTHERS BIOMASS, WASTE, OTHERS BIOMASS, WASTE, OTHERS BIOMASS, WASTE, OTHERS BIOMASS, WASTE, OTHERS BIOMASS, WASTE, OTHERS BIOMASS, WASTE, OTHERS BIOMASS, WASTE, OTHERS BIOMASS, WASTE, OTHERS BIOMASS, WASTE, OTHERS BIOMASS, WASTE, OTHERS BIOMASS, WASTE, OTHERS BIOMASS, WASTE, OTHERS BIOMASS, WASTE, OTHERS BIOMASS, WASTE, OTHERS BIOMASS, WASTE, OTHERS BIOMASS, WASTE, OTHERS 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 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 196 de 200. 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 BIOMASS, WASTE, OTHERS GAS HARD-COAL HARD-COAL BIOMASS, WASTE, OTHERS OIL OIL BIOMASS, WASTE, OTHERS GAS GAS GAS HARD-COAL OIL BIOMASS, WASTE, OTHERS GAS HARD-COAL HARD-COAL BIOMASS, WASTE, OTHERS OIL GAS GAS GAS OIL BIOMASS, WASTE, OTHERS GAS GAS GAS HARD-COAL GAS GAS BIOMASS, WASTE, OTHERS GAS GAS GAS GAS BIOMASS, WASTE, OTHERS BIOMASS, WASTE, OTHERS 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: - Desde 2005 hasta 2030 - Basado en combustible, dimensión y edad ©2014 Roland Berger Strategy Consultants 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 : - Desde 2005 hasta 2030 - Depende del precio de CO y emisiones específicas por planta Coste de generación por planta - Desde 2005 hasta 2030 - Coste marginal (combustible + CO ) - Coste operacional - Coste total 195/198 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 197 de 200. 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: ©2014 Roland Berger Strategy Consultants 196/198 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 198 de 200. 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: ©2014 Roland Berger Strategy Consultants 197/198 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 199 de 200. Hay dos fuentes de información clave para las previsiones a largo plazo del precio del petróleo – instituciones de referencia y productores de hidrocarburos: ©2014 Roland Berger Strategy Consultants 198/198 Este documento se ha almacenado en el Archivo de Constancias Electrónicas (ARCE) del MINETUR, accesible desde www.minetur.gob.es/arce, con Código de Consulta y Verificación 2710879-54910361HJ5T1F1RRH1F El documento consta de un total de 200 folios. Folio 200 de 200. 7 ©2014 Roland Berger Strategy Consultants 199/198