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Los costes asociados a la gestión del balance neto de energía. Peaje aplicable al caso fotovoltaico.

27-2-12
Suelo Solar
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Los costes asociados a la gestión del balance neto de energía. Peaje aplicable al caso fotovoltaico.
La Asociación de productores AEF, al igual que ASIF y APPA, mantiene que será determinante cómo el Gobierno regule los peajes para resolver la incertidumbre económica sobre el Balance Neto Fotovoltaico.

En las Jornadas de SayPower celebradas el pasado día 26 de enero en Madrid, D. Francisco Campo Director Técnico de AEF (Asociación Empresarial Fotovoltaica), expuso en su Ponencia los Costes Asociados a la Gestión del Balance Neto de Energía. Peaje aplicable al caso Fotovoltaico, con el objetivo de resolver ciertas incertidumbres económicas que genera el nuevo Real Decreto de Balance Neto el cual se encuentra en la CNE desde el pasado mes de diciembre en tramitación y a la espera de que el Consejo de Administración le otorgue el visto bueno y así siga su curso habitual hasta la publicación en el BOE, lo cual se prevé en los próximos tres ó cuatro meses, o si se cumple la promesa que el Sr. Soria efectuó al Presidente de Murcia, Sr. Varcárcel, en el plazo de un mes.

La exposición de D. Francisco Campo se centró en los siguientes aspectos:
- el marco del que se iba a hablar,
- los ingresos del sistema eléctrico,
- los costes del sistema eléctrico, 
- los costes diferenciales para la función de Balance Neto, aspecto clave de la ponencia, y
- finalmente, una vez contabilizados esos costes de gestión, explicar: ¿Qué sucede con ello? ¿Qué impacto tiene en la factura? Todo ello, antes y después de haber aplicado el Balance Neto.

La ponencia se encuadró en la actual estructura del Sistema Eléctrico, es decir, en una estructura con unos costes e ingresos –tarifas- regulados vía BOE. Esto sólo es aplicable a consumidores netos ya que estos no pueden cobrar la energía generada, únicamente pueden cederla y recuperarla, cuando la necesiten, de una forma diferida. Su actividad no se considera económica, esto es importante, ya que es una inversión a largo plazo que tiene como objetivo fijar y, seguramente disminuir, costes futuros. El Proyecto del Real Decreto (RD),  a este respecto, no fija valor en ninguno de los aspectos que se van a ver en esta ponencia, si bien si que hace referencias a su existencia.

Por otra parte, por simplicidad se analizará un contrato de suministro de última tarifa, tipo TUR, de la cual los resultados son generalizables.

Finalmente, la inversión se plantea como promedio y con tecnología fotovoltaica.
Facturando la estructura de mercado con las tarifas propuestas resultan unos ingresos del Sistema Eléctrico. Se trata de una previsión anual de ingresos, vía las potencias contratadas y la parte de peajes del término de energía, en función de los contratos existentes, el histórico de consumos y la propuesta de peajes que se pretende fijar. Los ingresos que se esperaban eran entorno a 13.000 M€, sin estar incluido el coste de la energía ya que esta se negocia en otro mercado, es decir, esta cantidad proviene solo de los peajes, que provienen de una Orden de Peaje que estudia el Ministerio. Por otro lado, es importante fijarse en que de la energía que se va a manejar, el 21.4% del total de ella comercializada corresponde a los clientes de tarifa de último recurso, por lo que tiene gran importancia este dato hoy por hoy.

Además, esto significa que el 21.4% de las personas todavía no han ido al mercado libre, por lo que haciendo cuentas, se llega a la conclusión de que este 21.4% de la energía genera unos ingresos entorno al 36% del total.
A continuación,  el Sr. Campo mostró una serie de datos:

Hay 19.5 millones de contratos en tarifa TUR, de ahí, existen con un promedio de 5.74 kw  de potencia contratada 18 millones de clientes. Estos a su vez,  vienen a consumir alrededor de 2.5 Kwh año promedio. Por otro lado, los clientes que tienen una potencia un poco mayor contratada en el sistema TUR pero estando por debajo de 10kw consumen un poquito más que los anteriores, alrededor de 7.5kwh.


Tabla 1
De acuerdo a las mejores previsiones se calculan los costes de las actividades registradas para el año 2012 cuyos resultados para el Sistema Eléctrico aparecen en el presupuesto y la Tabla1 muestra el presupuesto que ha salido en la Orden IET 3586/2011, que no coinciden exactamente. De esta parte se resalta que  los costes previstos para 2012 son 1500M€ menos de los que se preveían para 2011. Otro dato curioso es, que las perdidas de energía que se han fijado para el caso TUR en la distribución son del 14%, es decir, de la energía que va desde la central hasta la que llega a cada casa y luego se paga, es indistinto lo que se pierda porque ya se ha cifrado.

Esta es la estructura de facturación anual de un contrato promedio acogido a Tarifa 2.OA de último recurso, en el que solo se ha redondeado el número de la energía consumida. En él se ve que cuesta:
-La potencia contratada el 15.2%.
-El consumo en la parte de peajes el 28.4% (esta parte es la que da los ingresos anteriormente vistos).
-El coste de la energía propiamente dicha es solo el 35.1%.
-El impuesto de electricidad es el 4%.
-El alquiler del equipo de medida es el 2%.
-Y el IVA el 15,2%.

Todo ello realizado sobre base 100.  

Tabla 2
Pero si se profundiza en la factura anterior se puede apreciar los conceptos retribuidos que hay en ella, Tabla2. Donde se ve que el total de la factura que es 897€ y su desglose primero en dos tablas (coste en €  y coste en %) y cada una de ellas en tres columnas (término de potencia, término de energía e impuestos). También se incluye la cantidad de déficit del año 2012 que se genera con dicha factura de electricidad que según esos conceptos será de un 9.2%.

(Los datos son orientativos, ya que resultan algo irrelevantes pero están muy ajustados a la realidad).

Tabla 3
De todos los datos anteriores, solo se van a analizar los que van a dar un sentido desde el punto de vista de dar información para que cada persona pueda crear su propia opinión. Estos datos, Tabla3, hacen referencia a los conceptos retributivos (peajes) que deberían ser reconsiderados en los costes de gestión del balance neto. Se entiende por coste de gestión de balance neto desde el punto de vista técnico a cuánto se tiene que pagar porque el sistema guarde ese kwh que en un momento sobra hasta que luego se trae de nuevo. Por otro lado, la influencia que se plantea para hacer el análisis es como si el 100% de la energía que se consume, primero se exportara toda y luego se trajera, así se simplifica el modelo, pero no es algo que lo influencie.  A continuación, se ve que de los 897€ que anteriormente se ha visto que es el total de la factura al año, entorno a 157€ se destinan a las primas del régimen especial (energías renovables, cogeneración y residuos), es decir el 17.5%, un 4.3% para el coste del transporte(muy alta tensión), un 9.9% para el coste de distribución (media y baja tensión) y finalmente un 2.9% para el pago del margen de la comercializadora (TUR). De esta última es claro que hace un servicio, pero se tiene que determinar si ahora se le tiene que pagar más o menos. Con todo esto se confirma, que estos conceptos son los más importantes ya que ocupan el 35% de la base de la factura, y el 44% cuando se le añada el impuesto de electricidad y del IVA.

En relación con lo anterior se analizan los cuatro conceptos clave:
- En primer lugar, en cuanto a las primas al régimen especial sería redundante solicitar la contribución de un inversor en renovables que no tiene ningún tipo de subvención ni prima para que contribuyese, además, al desarrollo parcial de tras tecnologías similares ya instaladas de las cuales no hace uso. Por lo que este concepto que acapara el 17.5% debería desaparecer dentro de lo que es el coste de gestión del Balance Neto.

-En segundo lugar, en cuanto a el coste de distribución en media y baja tensión, todas las instalaciones para Balance Neto se conectan en la red interior que cuelga de la red de distribución. Pero el uso que se hace de la red es, únicamente,  la referencia de tensión y frecuencia de red, y escasamente de sus líneas de conexión. Dicho de otra manera, la energía gestionada no cambia de nivel de tensión (transformación) y en el caso particular o domestico no hay circulación entre Readers (líneas de baja tensión que salen de un centro transformador y van recorriendo las casas), siendo, además, minima en cualquiera de ellos. Si se hablase de un edificio en el que viven 4 familias y produce uno, lo que este produce ni siquiera saldrá de ese edificio, lo consumirán las otras  tres familias.  Por esta razón se entiende que no es de aplicación la parte del peaje del Término de energía. Entonces no se deben poner como ejemplo casos que resultan casi imposibles que sucedan en la realidad para lanzar de ahí generalidades, porque dentro de un consumo global de este país se plantea algo significativo pero muy pequeño, que resulta posible pero no probable desde el punto de vista técnico.

- En tercer lugar, en cuanto a los costes de transporte, pasa lo mismo que se ha explicado anteriormente, que es que no se hace uso alguno de la red de transporte, más allá del sostenimiento de la tensión y frecuencia de red, que ya se paga en un término fijo. Por esta razón, no sería de aplicación la parte del peaje del Término de la energía, aunque no se discute el pago del Término de potencia.
- En cuarto lugar, en cuanto al pago del margen de la comercializadora (TUR) se analizan varios aspectos:
    - Aunque se da por hecho que el Balance Neto no se podrá contratar en tarifa TUR, pero el Decreto no dice nada al respecto ni lo da a entender.
    - Es indiscutible que la comercializadora incluso dentro del TUR tendrá que modificar su programa de gestión de facturación, para gestionar las energías exportadas e importadas. Ahora bien, se trata de una mera actualización de software, pues el resto de costes no varía: coste de comunicación con el encargado de lectura, hosting, coste de facturación propiamente dicho, gestión de cobros, etc. Por lo que tendrá que hacer un pequeño esfuerzo, pero  nada más para este hecho.
-Tendrá unos ingresos financieros por la energía exportada que, a su vez, venda o coloque a otros clientes; esta situación se mantendrá hasta que deba adquirirla en el pool para suministro al consumidor acogido al balance neto.
- La energía excedentaria es distribuida en las proximidades (mismo edificio o
manzana). Con esto la comercializadora se ahorra unas pérdidas del orden del 17% de la energía exportada. Sin embargo, debería asumirlas cuando la devuelva al consumidor acogido a balance neto de energía anual que la generó en su día. Aunque  de esto se ha hablado mucho, realmente estas pérdidas no tiene influencia para los actores a nivel micro que intervienen pero si para el país.
    - En el caso fotovoltaico, la existencia de consumidores acogidos al balance neto hace que compre menos energía al pool, y algo más cara en su conjunto (aprox. un 8% sobre pool y que representaría un 2% adicional sobre la factura inicial), al desplazarse las compras a las últimas horas de la jornada diaria.
-En resumen, la comercialización debería incrementarse en un 2% de la factura inicial, o si se quiere, pasar de los 4€/kw contratado y año a un 6.8€/kw (un 50% más). Luego, ella podrá gestionar: a qué precio compra en el pool o de otra manera, o cómo asegura las compras, que eso también le da juego.
A continuación el Sr. Campo, efectuó las siguientes aclaraciones sobre:
- El pago de pérdidas de energía en transporte y distribución, que representa el 4.3% de la factura inicial, y esto es una cantidad importante ya que incrementa la energía real en un 16%.  Esta cantidad no constituye un peaje como tal porque al no pagarse los kwh que se han generado, depositado y luego recuperado, esto desaparece. Aunque hay estudios que consideran que debe remunerarse, en entiende que no porque es algo que entra y sale.
-El peaje de generación, del cual se vuelve a insistir que no se habla de él en el Decreto. Además, hoy por hoy cualquier generador de este país: grande, pequeño, mediano, que venda energía al sistema tiene que pagar 0.5€/Mwh comercializado. Pero en este caso,  si el 100% fuera autogenerado estos 4000 kwh  ascendería a 2€ anuales, lo cual es una cantidad insignificante, por lo que no debería considerarse.
- El reparto de los conceptos retribuidos de los términos de potencia y energía, esto es algo académico pero a efectos del análisis realizado, resulta irrelevante en la proporción que se haya asignado a cada uno de ellos.
En resumen, para el modelo que se está analizando con 100% autogenerado y gestionado como “Balance Neto de energía Anual” (aplicado a la energía exportada como excedentaria y posteriormente demandada a la red), el peaje de acceso ligado al termino de energía, debería minorarse hasta el orden de una cuarta parte del estándar, añadido al impacto de eliminación del consumo propiamente dicho en el mismo termino de energía y el ajuste de impuestos. Concretando, estos son las tarifas TUR del año 2012 que salieron en la última orden de diciembre:
- El peaje por término de potencia son 16.6€/kw y año.
-La tarifa de comercialización TUR se incrementaría desde los 4€/kw contratados y año a 6.8€/kw y año.
-El peaje por término de energía neta importada, que ahora se denomina el peaje por término de energía gestionada por Balance Neto Anual. En él no se ha querido poner el precio, por la sencilla de razón de que las personas piensen en ello, pero desde luego esta cifra no será ni 63.7€/MWh ni 35€/MWh ni 17€/MWh.
Por lo tanto, desde un punto de vista técnico, resulta obvio que la energía producida y autoconsumida, dentro de un contrato de suministro, no debería estar sujeta a ningún tipo de tasa, porque para eso se paga el derecho a: tensión, frecuencia red y potencia de respaldo, los cuales están recogidos en el primer ítem del recibo, denominado “término de potencia”.
Ahora bien, en el caso de generación de energía para su consumo diferido, y también, desde su aspecto técnico,  se hace un uso importante del Sistema, el cual se ha cifrado económicamente antes, y con independencia del tratamiento regulatorio que posteriormente se quiera otorgar. Se muestran 4 escenarios, en función del periodo en el que se totalice la energía, antes del neteo y para la tarifa 2.OA:
-Instantáneo (total energía importada menos exportada)
-Diario (considera únicamente el saldo energía importada-exportada diariamente)
-Mensual (considera únicamente el saldo mensual de los totalizadores)
Anual (considera únicamente el saldo anual de los totalizadores)
Estos dos últimos escenarios son los que se defienden desde las asociaciones fotovoltaicas y plataforma para que se utilice en el Balance Neto

Tabla 4
A modo de ejemplo ilustrativo, en el caso prototipo que se está desarrollando, para una tarifa 2.OA y 4000kwh de consumo anual e idéntica generación (instantáneo, diario, mensual y anual), el resultado de aplicar los distintos modelos analizados sería la expuesta en la Tabla4. Aquí simplemente se aplica sobre el peaje de gestión y el peaje estándar, la operación que se ha comentado anteriormente, además de luego sumarle el 30% de los impuestos.

Tabla 5
En la Tabla5 se ve el total de la factura el cual costaba 897€/año. Si en esto se aplicase el neteo instantáneo, no sería balance neto de energía sino balance en potencia, es decir, solamente el 22% de la energía se autoconsumiría con el ejemplo que se ha hecho. Este rango puede variar entre un 20-30%, pero no más de ahí. En esta tabla se puede apreciar la diferencia de aplicar los diferentes costes de acceso al peaje, entre instantáneo, diario, mensual o anual. De forma mensual, la energía que se gestionaría estaría entre un 34-36%, pudiendo ser su rango de un 30-40%. Por último, de forma anual, es curioso que salga más caro con el peaje estándar que con el peaje de gestión, pero en este caso, con el peaje de gestión se estaría pagando más a la comercializadora que es como debería ser.

Finalmente, a modo de conclusiones se determina que:
-La energía autogenerada y consumida instantáneamente no es actividad económica, por lo que no debe estar sometida a ningún impuesto, peaje o nueva tasa, entendiéndose que ya se ha aplicado el peaje de termino de potencia por el hecho de ser un consumidor con una potencia contratada.

-El peaje de acceso del término de energía, gestionada por Balance Neto Anual, debería ser, objetivamente, del orden de la cuarta parte del estándar.

-La factura de energía podría reducirse en ¾ partes, si se aplica el peaje de gestión propuesto y el periodo del neteo establecido es mensual. 

-No se ha entrado a valorar la procedencia, o no, de conceptos de retributivos incluidos en los peajes que pudiesen estar duplicados, que vayan a cubrir déficits de tarifas generadas en un futuro (el 12% se queda ahí), o moratorias todavía vigentes.

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