análisis de costes de la energia solar fotovoltaica en españa - AEEE

ANÁLISIS DE COSTES DE LA ENERGIA SOLAR FOTOVOLTAICAEN ESPAÑAJosé Guillermo Filippone Capllonch, Director Máster en Energías Renovables de laUniversidad Europea de Madrid; Anne Carolin Johanna Lambert y Jimmy Fabricio ValarezoMoreno, alumnos del máster EERR de la UEM.Correo electrónico: joseguillermo.filippone@uem.esResumenLas energías renovables constituyen una estrategia para disminuir el consumo decombustibles tradicionales y las emisiones de gases de efecto invernadero. La energíafotovoltaica tiene una gran implantación en España, pero un potencial mucho mayor aun noexplotado, así como un gran interés como motor económico, tecnológico y laboral. Lasprimas con las que se retribuyen a estas energías para la producción de electricidad suelenser criticadas por que supuestamente contribuyen al aumento de los costes y el déficittarifario. Este trabajo analiza los costes reales y los ingresos que perciben, así como losbeneficios ambientales.Palabras claves: Fotovoltaica, ahorro importaciones, emisiones CO2m externalidades,primasCódigos JEL: Q42, Q52, Q56IntroducciónCon la finalidad de disminuir el consumo de energías fósiles y de las emisiones de gases deefecto invernadero, a partir del 2009 la Unión Europea emitió una directiva para el fomentodel uso de energía procedente de fuentes renovables, fijando como objetivos una cuota del20 % en el consumo final bruto de energía de la Unión Europea (UE) y una cuota del 10 %de energía procedente de fuentes renovables en el consumo de energía en el sector deltransporte en cada Estado miembro para el año 2020 (1).El sistema de tarifas feed-in tariff 1 utilizado en España (2) para retribuir la energía eléctricaprocedente de energías renovables, denominado “Régimen especial” (3), ha contribuidoexitosamente al crecimiento de la oferta eléctrica procedente de estas fuentes y a lareducción de los costes de las tecnologías, de un 70 % en los últimos cuatro años y siguenbajando (4). Estos estímulos comenzaron con Real Decreto 661/2007 que permitió pasar deuna potencia instalada en España casi insignificante en 2000 a los 3.847 MW de 2010 (5),con un pico de 2.708 MW en 2008. Sin embargo, la presente disminución de las tarifas, queprevisiblemente continuará, enfrenta a las empresas a una serie de incertidumbres enmomentos particularmente complejos.Pese a su disminución, el coste de generación de la electricidad fotovoltaica (FV) es aunsuperior al de la electricidad generada mediante recursos tradicionales, por lo que requierede apoyos económicos para continuar el desarrollo de este mercado. Diversas medidaspodrán contribuir a la disminución de los costes, como la diversificación de fuentes1 Por este sistema las compañías eléctricas están obligadas a conectar a la red la energía eléctrica procedentede energía fotovoltaica y de otras fuentes renovables, por el que el mercado eléctrico abona a los propietariosun precio fijo por cada kWh inyectado.

energéticas y sus procedencias, la mejora de la eficiencia en el uso de la energía y suconservación, la investigación y desarrollo y la cooperación entre países. Los mayorescostes de la energía FV se ven compensados frente a las convencionales gracias a lasprimas del sistema. Se suele acusar a los mayores costes de las renovables de ser losresponsables del déficit tarifario y de aumentos de costes para los usuarios. Sin embargo,no debe perderse de vista que estos mayores costes de generación se compensan pormúltiples aspectos positivos: la reducción de la dependencia de los hidrocarburos y delprecio del mix cuando funcionan las renovables 2 , su contribución a la disminución de lasemisiones de CO2 y con la lucha contra el cambio climático, al aumento del PIB y a larecuperación económica y a la creación de un sector energético más sostenible, y a larecuperación y creación de nuevos puestos de trabajo 3 , entre otros..Las fuentes de energía no renovables generan una gran cantidad de costes no reconocidosni, por el momento, contabilizados, las externalidades, que incluyen afecciones a la salud, ladestrucción de hábitats naturales y de especies y -como corolario, pero formando parte delnúcleo del problema- el agotamiento de materias primas valiosísimas que se están agotandode la manera menos valiosa: quemándolo para generar energía. Todo esto no significa que,además, estén exentas de subsidios (6).La apuesta por las energías renovables supone una inyección de competitividad a unanueva economía sostenible, creada y apuntalada en el liderazgo en estas tecnologías (7). Lapotencia eléctrica instalada en España de casi 100.000MW, capaz de cubrir con holgura unademanda de unos 260.000GWh en 2010, incluye una aportación de un 34% de las energíasde régimen especial. Dentro de ellas, la FV representa menos del 4% (8). Es evidente que elenorme potencial solar español, de unos 1600 kWh/m 2 de media (9), permite un prever unimportante crecimiento de la aportación de esta energía que permitan alcanzar los 8.367MW previsto en el PANER 2011-2020 (10). Por otra parte, la evidencia del futuroagotamiento de las reservas de combustibles fósiles recuperables, dan una perspectivaestratégica a estas políticas. Abundante discusión sobre este tópico puede hallarse en (11).ObjetivosEl objetivo de este trabajo es el planteamiento de un modelo que permita evaluar ydemostrar las ventajas económicas, medioambientales y sociales de la energía generadapor medios FV. En el modelo se tendrán en cuenta los ingresos obtenidos con la venta deenergía, los costes de inversión y explotación, el ahorro de combustible y en importacionesevitadas y la disminución de emisiones de CO 2 obtenidos por el reemplazo de combustiblesconvencionales por FV.La simulación será realizada para tres instalaciones fijas tipo, basadas en el sistema deretribución con las tarifas de la primera y la segunda convocatoria del registro de preasignación para el año 2011:Tipo I.1. Planta de 1 MW instalada en cubierta (menor a 20 kW),Tipo I.2. Planta de 10 kW instalada en cubierta (mayor a 20 kW).Tipo II. Planta de 1 MW instalada en suelo,2 Ya que sustituyen a fuentes de mayor coste de generación.3 El Plan de Fomento de las Energías Renovables 1999-2010, en el capítulo 1, página 22. Señanala la creación de82,8 empleos equivalentes por cada MWp (1.800 horas de trabajo anuales, 35 h semanales), para construccióne instalación y 0,4 empleos equivalentes por cada MWp en las fases de operación y mantenimiento.

MetodologíaEl modelo se basa en la contabilización de los costes, de los ingresos por venta de energía yla influencia en la rentabilidad de los proyectos de plantas fotovoltaicas durante el tiempo devida útil de generación, prevista en 25 años.IngresosComo se ha dicho antes, los ingresos por energía FV se basan en las primas garantizadaspor la normativa vigente. Estas se fijan mediante convocatorias anuales con cupos depotencia por tipo y, en el caso de completar los cupos, en las siguientes convocatorias sereducirán las tarifas hasta alcanzar una reducción de un 10 % anual. Esta política ha llevadoque los precios hayan evolucionado desde el 2009 al 2011 como se muestra en la Figura 1,pasando para instalaciones de alta potencia sobre suelo de 32 c€/kWh 4 en 2009 a 13,4585cEuro/kWh 5 en la segunda convocatoria de 2011 (Q2-2011).La tarifa FV queda también limitada por las restricciones del Real Decreto-Ley 14 de 2010:un peaje de acceso a las redes para los productores de electricidad de 0,5 €/MWh, que en elcaso de la FV implica 0,2% de merma para las instalaciones en suelo y del 0,3% para lasincorporadas a la edificación y dos limitaciones horarias:Fig. 1. Evolución de la tarifa regulada FV1. La primera afecta a todas las instalaciones en función de las cinco zonas climáticas deEspaña incluidas en el Código Técnico de Edificación 6 , atendiendo a la irradiaciónhorizontal de cada zona (12). Para instalaciones fijas las limitaciones horarias anualesson: I-1232 h. II-1362 h. III-1492 h. IV-1632 h. V-1765 h, como se ve en la Figura 2 (13).2. La segunda es una limitación transitoria de horas equivalentes anuales defuncionamiento con derecho a percibir la tarifa fotovoltaica 7 . El 90% del parque totalinstalado en España verá disminuida su retribución en ese período en un 5%, 25% y45% respectivamente para cada Tipo. El Gobierno ha estimado que esta medidareducirá la retribución fotovoltaica en 740 millones de euros entre 2011 a 2013 (14).4 Real Decreto 1578/20085 Real Decreto 1565/20106 Real Decreto 314/20067 Afecta a las instalaciones acogidas al RD 661/07.

A. Fuente ASIF B. Fuente IDAEFig. 2. A: Zonas climática en función de la radiación global media diaria anual.B.: Mapa solar por provincias (cifra sup. energía en kWh/m/cifra inf. hs. sol al año)CostesLos costes de un proyecto fotovoltaico se componen de tres factores: los costes de capital oinversión, los costes de explotación y otros costes incluidos en la construcción y puesta enmarcha de las plantas (15). En la Tabla 1 se muestran los costes de las tres instalacionestipo.- InversionesAgrupa costes específicos de la tecnología -módulos fotovoltaicos, inversores y estructurasycostes derivados -obra eléctrica, obra civil, montaje, ingeniería y otros costes asociados aderechos de construcción, licencias, tazas, impuestos, etc. Los costes de inversión se hanobtenido solo para instalaciones fijas (sin seguidor), ya que la limitación de horas (Fig. 2) nopermite que su mayor coste se compense con una mayor producción.- Costes de explotaciónSe dividen en costes fijos -independientes de la cantidad de energía generada- y en costesque varían en proporción de la electricidad producida. A excepción de los costes de energíade autoconsumo, en el presente proyecto los costes de explotación se analizan como unporcentaje respecto a los ingresos por generación; todo esto basado en la experiencia demodelos de contrato de varios proyectos realizados en España. Incluyen los costes deoperación y mantenimiento, alquileres, seguros e impuestos, gestión y administración,energía eléctrica de autoconsumo y otros costes asociados -vigilancia, medio ambiente, etc.Tabla 1. Costes de plantas FV instalada (EUR/Wp) 8Tipo I.1 Cubierta > 20 kW I. 2 Cubierta < 20 kW II Suelo2,31 2,51 2,088 Elaboración propia a partir de datos de APPA.

Importaciones evitadas y externalidadesEl análisis se basa en comparar el mix español de generación eléctrica CON y SINproducción solar fotovoltaica; es decir, se trata de determinar el CO 2 emitido y lasimportaciones de combustibles fósiles si no existiera esta producción solar fotovoltaica. En elmercado emisiones de gases de efecto invernadero, estas emisiones de CO 2 habrían tenidoque ser compensadas mediante la compra de derechos de emisión a través del mercado deemisiones. Por tanto, la sustitución de combustibles fósiles comprados en el mercadoexterior por FV, también significan ahorros en la balanza de pagos española.Energía neta generadaLa energía producida por una instalación fotovoltaica depende principalmente de 3 factores:la irradiación solar recibida sobre el plano de los generadores fotovoltaicos, la potencia picoinstalada y el rendimiento de la instalación.RendimientoLas pérdidas asociadas al sistema y se evalúan mediante el performance ratio PR (16), unestándar del IEC que relaciona la energía útil generada por el sistema (la que vende a lared) con aquella teóricamente disponible (sin perdidas). Es independiente de la potencia dela instalación y no incluye la degradación a partir del primer año de vida de la instalación.Incluye las siguientes pérdidas:Eficiencia de los módulos fotovoltaicos. La potencia pico de los paneles fotovoltaicosse miden en condiciones estándar de 25ºC y 1000 W/m2 de radiación. Encondiciones de funcionamiento, la potencia pico que pueden alcanzar está entre un0,5 y un 3% menor a la nominal del módulo.Pérdidas por mismatch. Son pérdidas energéticas originadas por la conexión demódulos fotovoltaicos de potencias ligeramente diferentes para formar un generadorfotovoltaico. Pueden variar entre 0,5 % y 3 %.Pérdidas angulares. En operación la radiación solar incide sobre la superficie de unmódulo FV con un ángulo diferente de 90º respecto de la superficie del panel.Representan un 3 %, aproximadamente.Pérdidas espectrales. La corriente generada por los dispositivos fotovoltaicos esdiferente para cada longitud de onda del espectro solar (respuesta espectral), lo cualorigina pérdidas en la energía generada (17).Pérdidas por temperatura. A temperaturas diferentes de las normalizadas, lospaneles fotovoltaicos pierden un 0,5% de potencia por cada ºC. Pueden oscilar entreel 5 y el 10 %.Eficiencia energética del inversor. El inversor es el equipo electrónico que transformala corriente continua generada por los paneles en alterna, para poder ser conectadaa la red (CC/AC). Representan aproximadamente un 3%.Pérdidas por sombras. Pueden ser debidas a elementos de la propia instalación o deelementos del terreno. Oscilan entre un 2 y un 3 %.Pérdidas por suciedad. La deposición de polvo y suciedad en la superficie es muyvariable según las condiciones climatológicas y de las características de lainstalación y el entorno. Pueden variar entre un 2% y 5%.

Pérdidas eléctricas. En el cableado de baja tensión y pérdidas en el anillo de mediatensión las pérdidas de potencia son de alrededor del 1,3% y desde el CIT hasta elcontador de media tensión de alrededor del 1%.En este cálculo se ha tomado un valor típico 0,806.Disponibilidad de irradiaciónLa Irradiación 9 y la Hora de sol pico (HSP) 10 considerados en este estudio son loscorrespondientes a la zona 5 (Fig. 2): 1.680 kWh/m 2 y 2.698 horas de sol, respectivamente.Para módulos a 30º de inclinación orientados hacia el sur, se aplica un factor de correcciónde 12,97% 11 , dando una ganancia en el plano de los módulos respecto de la irradiaciónhorizontal: HSP= 1.897 kWh/m 2 .Determinación de la energía netaEn la práctica, la suma de la potencia de los paneles suele ser superior en un 10-20 % a lapotencia total que la instalación puede evacuar a la red, estrategia que permite aumentar lacantidad de energía que se inyecta en la red. En este caso se ha tomado 12 % de aumento.La producción anual de energía de una instalación fotovoltaica se obtiene a partir de lairradiación solar recibida, la potencia pico instalada y el rendimiento de la instalación PR:E FV (kWh)= Pot.Instalada (kWp) · HSP (kWh/m 2 ) · PRPara el análisis, para las dos potencias estudiadas:Tabla 2.Potencia nominal(kW)Potencia pico(kWp)Relación pot. pico/pot. nominal1.000 1.120 12% 1.712,610 11,2 12% 17,2Energía producida(MWh/año)Rentabilidad y beneficios ambientalesIngresosLa disponibilidad anual de la instalación se supone de un 99 % y las pérdidas medias pordegradación del 0,4% por año de operación a lo largo de los 25 años de vida útil (18). Apartir de los datos de las Tablas 1 y 2 y de la Fig. 1, y en base a lo establecido en el RD1578/2008 se obtienen las inversiones e ingresos. El complemento base por energíareactiva será el 2%, fijado en 8,4681 c€/kWh a partir del 1 de enero de 2011 12 . Los alquileresde terrenos durante el primer año de funcionamiento se consideran un 2% de los ingresosprevistos para la instalación en suelo y el 4% para las instalaciones en techo. Los costes deoperación y mantenimiento de la planta se establecen por contrato en un 8,5% de losingresos por venta de electricidad del primer año, gastos por seguros e impuestos el 1%,9 La energía horizontal recibida anualmente en el emplazamiento (kWh/m2 año)10 Número de horas diarias que con una irradiación solar de 1000 W/m2 proporciona la misma irradiación solartotal que la real de ese día.11 Fuente: BP Solar12 ITC/3353/2010, de 28 de diciembre

gastos de gestión un 0,75%, para seguridad, vigilancia, administración y auditorías un0,75%. Para los siguientes años de explotación, estos costes se vinculan al IPC.En cuanto a la energía de autoconsumo, en el presente estudio se asume que el consumoauxiliar de las plantas se facturará aparte y a un precio distinto de la tarifa fotovoltaica: se fijaen un 2,8% de los ingresos por venta de electricidad en el primer año, a una tarifa media entorno a los 14 cEuro/kWh. Se tienen en cuenta en los cálculos diversos factores que influiránen la rentabilidad de las instalaciones durante los 25 años de vida útil prevista. Se suponeun impuesto de sociedades del 30 %, una amortización de la instalación del 4 % y que elIPC no influirá sensiblemente en la rentabilidad. Para el cálculo de la rentabilidad se hasupuesto un coste de oportunidad del 7 %.En la Tabla 5 se indican la rentabilidad para cada caso, en términos del Período de retorno((Pay-back), la Tasa interna de retorno TIR y el Valor Actual Neto VAN.Efectos ambientalesLas externalidades evitadas por el reemplazo de combustibles fósiles por FV, las emisionesmedias de CO 2 de la energía térmica en Europa es de unos 900 gramos de kWh 13 , a lolargo de los 25 AÑOS de vida útil de la instalación, se evalúan de la siguiente manera:Se toma como referencia la emisión de gases de efecto invernadero (GEI) dados por elIPCC (19) en toneladas equivalentes de CO 2 por cada tep de combustible total utilizado.El ahorro económico que se produciría por las emisiones de CO 2 se determina en basea la cotización de los Certificados por la EPIA 14 , de 14 €/t eq. a finales de 2010.Importaciones evitadasPara determinar el ahorro de combustibles reemplazados por las plantas de FV, se parte delreparto de la generación en España por tipo de centrales (Tabla 3) y del consumo específicomedio referencial de las diferentes centrales, dados por el MITyC en 2008 (20), con los quese ha elaborado la Tabla 4 de consumo de combustibles fósiles.Tabla 3. Generación de centrales de régimen ordinario en España 2010. Fuente REE (8)Tipo de central GWh %Hidráulica 38.001 18,61Nuclear 61.944 30,33Carbón 25.851 12,66Fuel/gas de petróleo 9,624 4,71Ciclo combinado (GN)REGIMEN ORDINARIO 204.248 100,00Según los datos del mismo informe, el 64% del carbón y prácticamente el 100 % del fuel ygas utilizado en las centrales térmicas españolas, fueron importados. Los valoresproporcionados por SENDECO dan que el precio medio anual del carbón en 2011 es de86,45 euros por tonelada y para el petróleo 77,46 euros por barril o 898,53 euros portonelada (21), mientras que la media del gas natural ha sido en 2009 de 17,09 €/MWh o 0,02€ por termia (tr), según la Comisión Nacional de la Energía (CNE) (22).13 La energía solar fotovoltaica emite de 21 a 65 gramos de CO2/kWh en su fabricación14 EPIA: Asociación Industrial Fotovoltaica Europea.

Tabla 4. Consumo de combustibles fósiles. A, planta 1MW. B, Planta de 10 kW.A- Tipo de central GWh(A)Cons. especif.(t/GWh)Com. totalutilizado (t)Cons. especif.(t/GWh)Com. totalutilizado (tep)(A)·(C)(B)(A)·(B)(C)Carbón 0,214 400,342 85,567 227,317 48,585Fuel/gas de petróleo 0,080 193,779 15,419 189,165 15,052Ciclo combinado (GN) 0,569 1562,668 889,258 140,643 80,035B- Tipo de central GWh(A)Cons. especif.(t/GWh)(B)Com. totalutilizado (t)(A)·(B)Cons. especif.(t/GWh)(C)Com. totalutilizado (tep)(A)·(C)Carbón 0,002 400,342 0,869 227,317 0,488Fuel/gas de petróleo 0,008 193,779 0,155 189,165 0,151Ciclo combinado (GN) 0,006 1562,668 8,947 140,643 0,805Resultados y conclusionesEn base a los criterios antes descritos, se indican en la Tabla 5 los resultados económicos yahorros en emisiones e importaciones que se logran. Los Ingresos “FV” son un conceptoteórico en el que suma a los Ingresos el dinero que se ahorraría por pagos por derechos deemisión de CO 2 y por importaciones de combustibles fósiles.Tabla 5. Resultados de la inversión a 25 años. Convocatoria Q2-2011Concepto I.1 Cubierta 1 MW I. 2 Cubierta 10 kW II Suelo 1 MWInversión (€) 2.581.831 28.231 2.324.208Tarifa (cEuro/kWh) 28,8821 20,2736 13,45Ingresos (€) 4.230.000 58.230 2.428.000Pay-back (años) 11 10 14TIR (%) 8,8 10,6 6,1VAN (€) 433.000 9.630 -185.000Resultado rentabildad 2 1 3Emisiones CO 2 evitadas (t) 10.231 103 10.231Ahorro emisiones CO 2 (€) 143.239 1.438 143.239Importaciones evitadas (tep) 3.000 30 3.000Ahorro por importaciones (€) 866.804 8715 866.804Ingresos “FV” 2.658.212 40.152 1.113.835El resultado negativo del VAN después de impuestos para la instalación II se debeprobablemente a una tasa de retorno un poco alta (7 %), que no responde muy bien a lastasas reales actuales. A efectos comparativos se ha realizado el cálculo con las tarifas Q1-2011 (Fig. 1), obteniéndose en este caso los valores expuestos en la Tabla6.Tabla 5. Resultados de la inversión a 25 años. Convocatoria Q1-2011Concepto I.1 Cubierta 1 MW I. 2 Cubierta 10 kW II Suelo 1 MWInversión (€) 2.581.831 28.231 2.324.208Tarifa (cEuro/kWh) 28,8821 20,2736 13,45Ingresos (€) 6.523.000 65.810 6.096.000Pay-back (años) 8 9 8TIR (%) 12,5 11,6 12,8VAN (€) 1.386.000 12.770 1.338.000Resultado rentabildad 2 3 1

ConclusionesPolítica de primas para la energía solar fotovoltaica en EspañaEn base a los resultados obtenidos, se advierte que la política de primas definida por laConvocatoria Q2-2011 en España favorece a las pequeñas instalaciones Fv en techo, frentea las grandes en suelo. Sin embargo, las tres instalaciones son rentables (6,1 %, 8,8 % y10,6 %), aunque el VAN de la II sea negativo. Como se ha dicho, la Tasa de retornoescogida resulta alta para las habituales. Tomando un valor 6%, ya produce un VAN positivoen esta instalación. En cambio, la convocatoria Q1-2011 no favorecía claramente a un tipode instalaciones, lo cual parece representar un cambio en la política oficial en relación a laenergía fotovoltaica y/o respecto de los gastos en política energética y ambiental.Un estudio más exhaustivo de las Tasas, de los costes de emisiones de CO 2 y de laevolución del IPC para los 25 años de vida de la instalación permitirían obtener resultadosmucho más ajustados.ExternalidadesEn el análisis medioambiental, en este estudio no se han tenido en cuenta a efectoscomparativos las emisiones de NOx So 2 , partículas, sanitarios ni otros efectos sobre elambiente derivados del uso de combustibles fósiles. Tampoco se incluyen ningún tipo deefecto negativo del resultante de utilizar combustibles radiactivos.EconomíaEl ahorro en importaciones representa un claro beneficio socioeconómico, con efectospositivos sobre la balanza de pagos española facilitando el equilibrio de la misma sin tenerque acudir al endeudamiento exterior. Además, los aún bajos precios relativos actuales delos combustibles fósiles pueden sufrir repentinos cambios al alza (a la baja no sonprevisibles) que modifiquen bruscamente este análisis a favor del uso de energíafotovoltaicaDebe tenerse en cuenta que, además de reducirse las importaciones de combustiblesfósiles, evitan comprarse derechos de emisiones de CO2 en el exterior, cuya imposición aúnno se encuentra vigente en España, pero en un futuro no muy lejano se prevé la entrada envigencia de la compra de los mismos.AgradecimientosEste trabajo está basado en el Trabajo Fin de Máster del Máster de Energías Renovablesrealizado por Anne Carolin Johanna Lambert y Jimmy Fabricio Valarezo Moreno, en el quehan contado con la colaboración técnica de D. Jose María Glez. Moya, Director Técnicosecciones Eólica y Fotovoltaica de la Asociación de Productores de Energías Renovables –APPA.

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