Por Jorge Alcauza

Conceptos retributivos para las plantas CSP

Las plantas CSP en España participan en el mercado como cualquier otra central de generación. La única salvedad es que, en el caso de las renovables y la nuclear, estas ofertan su energía a precio cero y reciben el precio máximo que se cierra en la última operación, hasta completar la previsión de energía para cada periodo de 24 horas.

Adicionalmente a la retribución por la venta de la energía valorada al precio del mercado, se crean dos retribuciones. La primera es por unidad de potencia instalada, que está enfocada a cubrir los costes de inversión en estas plantas, generalmente elevados y que no pueden ser recuperados por la venta de energía en el mercado.

La otra retribución es por la operación y está destinada a compensar la diferencia entre los costes de explotación y los ingresos por la participación en el mercado de producción de cada instalación tipo.

Estas dos retribuciones se denominan retribución a la inversión (Rinv), y se expresa en euros por megavatio instalado; y retribución a la operación (Ro), expresada en euros por megavatio-hora generado.

Los estándares

En una labor casi titánica, el Gobierno encargó a dos consultoras que elaboraran unos estándares que sirvieran para enmarcar cualquier instalación renovable dentro de unos parámetros y poder asignarles las retribuciones adecuadas.

Para la CSP se crearon 20 estándares. En función de la tipología, se ha categorizado desde el IT0601 hasta el IT0621. También se establece que la vida útil de las instalaciones CSP es de 25 años.

Para añadirle un poco de sal y pimienta al tema, se inventaron las “horas equivalentes”. Por si el sol se vuelve loco y se pone a brillar sobre nuestras cabezas con demasiada frecuencia, las plantas CSP están sujetas a un máximo de horas de funcionamiento equivalente.

Sobrepasado este número de horas, los operadores sólo recibirán el precio de mercado para la energía vendida. Del mismo modo, se impone un umbral mínimo de funcionamiento anual para tener derecho a percibir el total de la retribución regulada. Esto le habría venido muy mal a la central Ibersol Puertollano, por ejemplo, puesto que en sus inicios apenas generaba energía suficiente para encender una bombilla.

Por otro lado, también se establece un número de horas equivalentes mínimo que, si no se sobrepasa, reduce la retribución total de forma proporcional.

En el caso de la rentabilidad razonable, estaserá determinada de acuerdo a la deuda pública que emite el estado, y más concretamente a las obligaciones a 10 años, de forma que se usará la media de la rentabilidad durante 24 meses y se le incrementará un diferencial. Para hacerlo un poco más divertido, estos 24 meses serán los previos al mes de mayo del año anterior.

Esto se hará en cada periodo regulatorio de seis años, por lo que para el próximo que debe empezar en 2019, se tendrá en cuenta la rentabilidad que hayan tenido estos bonos del estado desde mayo de 2016 hasta mayo de 2018.

Cada seis años se calculará el valor del rendimiento de las obligaciones del Estado y se establecerá el diferencial que se aplicará.

Inicialmente, el valor de la rentabilidad razonable se ha establecido en 7,503%, procedente de sumar 300 puntos básicos al rendimiento medio de las obligaciones del Estado a diez años. Sin embargo,  en este caso, la media de las cotizaciones en el mercado secundario de los meses de abril, mayo y junio de 2013, resultó en 4,503%.

Ojo con dejarse el gas abierto

Como ya indicamos en la entrega anterior, la generación eléctrica imputable directamente al consumo de gas natural no recibirá retribución regulada, sino su precio de mercado.

Ahora bien, después de mucho debate y polémica por saber cuánta cantidad de gas es directamente usada para generación, por fin tenemos un cálculo, que es el que ha establecido el Gobierno, le guste o no a los operadores.

El cálculo de la producción eléctrica imputable al uso de gas natural ha sido establecido en la Orden IET/1882/2014, de 14 de octubre, mediante una sencilla fórmula:

E_c = η_c Ÿ(C_{c_total} – C_{c_dr} ŸP)

Donde:

·         Ec= Energía eléctrica anual imputable a los combustibles de apoyo

·        ηc = Rendimiento estimado para el cálculo de la energía eléctrica imputable a los combustibles de apoyo.

·        Cc_total= Energía primaria total anual procedente de los combustibles de apoyo.

·       Cc_dr= Energía primaria anual procedente de los combustibles de apoyo destinados a usos técnicamente imprescindibles que no generan energía eléctrica ni directa ni indirectamente. El valor C_{c_dr} se establece en 300 MWh térmicos por MW eléctrico instalado para cada año.

·        P= Potencia instalada

La fórmula en sí no aporta nada nuevo pues es un simple cálculo de proporción. Los parámetros clave aquí son el rendimiento y el Cc_dr.

El Ministerio de Industria dice que las centrales necesitan 300 MWh térmicos anuales por cada MW eléctrico instalado para su funcionamiento normal. En una central de 50 MW, por ejemplo, hablamos de 15.000 MWh de gas (sobre 1,3 millones de metros cúbicos). Por tanto, el consumo que exceda esa cantidad será multiplicado por el rendimiento para obtener la electricidad que ha sido generada directamente con gas natural.

El parámetro del rendimiento η_c ha sido establecido en función de la tecnología de cada planta en los siguientes términos:

Fuente: Orden IET/1882/2014

Déficit de tarifa para todos

Las plantas CSP participarán en la financiación del llamado ‘déficit de tarifa’, que son los desajustes que se producen entre los ingresos y los costes reconocidos del conjunto del sistema eléctrico. La participación es proporcional según los ingresos obtenidos por cada operador.

El déficit de tarifa se produce porque los precios de la electricidad en España, por motivos estrictamente políticos, están semi-regulados. Es por ello que no siempre cubren el coste reconocido total de generación, distribución y comercialización de la electricidad.

Hasta ahora, el déficit recaía tan solo en los cinco grandes operadores. En términos prácticos, supone que cuando se produzca déficit, se disminuirá la retribución proporcionalmente. Esta deuda generará los intereses correspondientes y se abonará en sucesivos periodos, ya sea procedente de los presupuestos generales del sistema o del superávit que pueda generarse en cada período posterior.

¿Cuál es la retribución actual?

Para hacer un cálculo de la retribución real que reciben las plantas hoy en día y compararla con la que recibían durante el anterior sistema de primas, nos remitimos a la última liquidación.

En agosto de 2014 se generaron 831 GWh en las 50 plantas CSP que hay en operación. Los operadores obtuvieron retribuciones por el orden de los 126,12 millones de euros. Mediante una simple división obtenemos un valor de 146,7 €/MWh.

¿Es mucho, poco, está bien? Esta es una pregunta con varias respuestas. Según el Ministerio es justo, pero según los operadores de plantas CSP es poco menos que un robo.

Si lo comparamos con el mes de agosto de 2012, con una generación de 466 GWh y una retribución de 121,6 millones de euros, obtenemos una compensación de 270,64 €/MWh.

Esto supone un recorte de 123,94 €/MWh, que porcentualmente se sitúa en un 46%. Viendo esta cifra es entendible que los operadores hayan llevado a España a las cortes de arbitraje internacional y la lluvia de denuncias que hemos visto.

No todos cobran lo mismo

No todas las centrales reciben la misma retribución y ello se debe a esos 20 estándares que fueron calculados en función de la tecnología y del año de entrada en vigor.

Esto se produce porque la rentabilidad razonable se aplicará a toda la vida útil de la planta, incluido el periodo anterior a la entrada en vigor del nuevo sistema, por lo que se ha tenido en cuenta los ingresos que las plantas ya habían recibido.

En cuanto al concepto de retribución a la inversión, la horquilla se mueve entre los 316.636 €/MW para la IT0617 y 1.193.641 €/MW para la IT0614. En términos prácticos, por ejemplo, en la primera categoría entraría una central como Puerto Errado 2, de 30 MW, y que obtuvo casi 9,5 millones de euros anuales; y en la segunda, Gemasolar, de 20 MW, que recibió 23,8 millones de euros anuales.

El último punto importante son las horas máximas de funcionamiento. Para hacernos una idea, si echamos un vistazo a los datos de la planta Gemasolar, en su página web se indica que tiene una producción anual estimada de 110 GWh. Sin embargo, tendrá un máximo de 4.565 horas de funcionamiento a 20 MW por hora.  Es decir, solo tendrá derecho a la retribución regulada por los primeros 91,3 GWh y partir de ahí cobrará el precio de mercado.

Tipos de instalación CSP definidos en el marco regulatorio actual

Fuente: Orden IET/1045/2014, de 16 de junio

Leyenda:

·         CCP -> Canal parabólico sin almacenamiento

·         CPA -> Canal parabólico con almacenamiento

·         TOV -> Torre de vapor

·         TOA -> Torre de sales

·         FRE -> Fresnel

·         HIB -> Híbridas (Solar – biomasa)