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Generación distribuida, balance neto y redes inteligentes.

17-4-12
Carlos Mateu
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Generación distribuida, balance neto y redes inteligentes.
D. Tomás Díaz, como director de Comunicación y Relaciones Externas de la Asociación de la Industria Fotovoltaica (ASIF), nos ofrece su experta y positiva visión del futuro sector fotovoltaico en el que contaremos con la Paridad de Red.

Si en 2004 había unos 5.000 puntos de generación, el año pasado cerró con más de 60.000, un 95% de los cuales corresponden a instalaciones fotovoltaicas conectadas a las redes de distribución. Aunque hay otras tecnologías susceptibles de desarrollarse con aplicaciones próximas al punto de consumo, como la cogeneración o la minieólica, la fotovoltaica ha sido protagonista del despegue de la generación distribuida en España.

Gracias a la abundante irradiación del país y a la sorprendentemente rápida reducción de costes de la tecnología –un 70% en un lustro–, lo va a seguir siendo en los próximos años, aunque su implantación se ralentice por la supresión de las primas que establece el Real Decreto-Ley 1/2012. 

Eso sí, este desarrollo será distinto al experimentado hasta ahora por la fotovoltaica y el resto de tecnologías susceptibles de producir junto al punto de consumo. El propio RD-L 1/12 indica por donde avanzará la nueva etapa: “el procedimiento para permitir el denominado balance neto de electricidad cuya regulación está en curso, constituye una alternativa real para el desarrollo de instalaciones de pequeño tamaño a través del fomento del autoconsumo de energía eléctrica”.

Para que el autoconsumo de energía sea esa alternativa real, más allá de nichos de mercado basados en la ideología y en la imagen, debe ser rentable. Pero rentable… ¿respecto a qué?  

Paridad de red

La pregunta lleva años rondando por ahí. La responde el concepto de ‘paridad de red’, entendido como la coincidencia entre coste de producir un kWh directamente en un punto de consumo y el precio de otro kWh suministrado por la red en ese mismo punto de consumo. En el caso fotovoltaico, la paridad de red depende básicamente de tres factores: el índice de irradiación, el coste de instalación del sistema fotovoltaico y el precio de consumo de la electricidad suministrada por la red.

De este modo, si estamos de acuerdo en que el coste de inversión del sistema solar es homogéneo en todo el país, podemos concluir que la paridad de red fotovoltaica se alcanzará antes en Granada que en Asturias, y antes para los consumidores que, con más de 10 kW contratados, no pueden acogerse a la Tarifa de Último Recurso (TUR) que fija el Gobierno.

Si nos planteamos la amortización de un sistema fotovoltaico durante toda su vida útil, como se hace habitualmente con la generación convencional, hace tiempo que la tecnología superó la paridad de red en España. En la actualidad, la inversión ronda los 2 €/Wp, con una media de 1.500 h anuales y más de 30 años de esperanza de vida.

El mantenimiento de un gran huerto solar exige alrededor del 3% de los ingresos anuales; mientras que en los sistemas pequeños el coste es prácticamente nulo. La última tarifa fotovoltaica para plantas en suelo, fijada el pasado mes de noviembre, es de 12,1 c€/kWh, mientras que el término de energía de la TUR está en 14,2 c€/kWh.

Ahora bien, en nuestros cálculos sobre la paridad de red y la rentabilidad del autoconsumo fotovoltaico debemos añadir otro concepto, que no se puede reducir a cómodas y manejables cifras: la regulación. Mucha de la generación distribuida tiene muy poca potencia –es microgeneración, asequible a los particulares– y la complejidad o la sencillez de los trámites administrativos es un aspecto tan importante como la fijación de los peajes que deban aplicarse por acceder a la red o los requisitos técnicos.

Balance neto

Como anuncia el RD-L 1/12, hay un Real Decreto en tramitación para regular el balance neto –net metering en inglés–, un mecanismo que gestiona los eventuales excedentes en el autoconsumo instantáneo de electricidad. Gracias al balance neto, un consumidor puede aprovechar cada kWh autogenerado en el momento de su producción; y en el caso de producir por encima de su consumo instantáneo, la energía vertida a la red otorga derechos de consumo diferidos, que pueden saldarse con los consumos realizados cuando la instalación de autogeneración no esté produciendo.

El mecanismo es similar al antiguo tratamiento de la cogeneración, aunque en aquel caso se permitía el autoconsumo y por el exceso de generación se cobraba una tarifa. Con el balance neto, una cogeneración doméstica podría permitir el autoconsumo y la generación de excedentes cuando estuviera produciendo calor útil, para recuperarlos cuando fuera necesario. En el caso fotovoltaico, la instalación concentraría sus excedentes durante el mediodía, particularmente en primavera y verano, y se saldarían durante la noche.

Con independencia de la regulación de balance neto que finalmente apruebe el Gobierno, presumiblemente durante este 2012, el resultado permitirá tener una referencia clara de los precios a partir de los cuales se ha superado la paridad de red en baja tensión, es decir, a partir de qué momento es más barato producir y consumir energía generada localmente que abastecerse de la energía suministrada por la red.

La generación distribuida tiene claras ventajas sobre la convencional. Evita las pérdidas en la red –en el caso fotovoltaico, al producir en punta de demanda, del 15%–, con el consiguiente ahorro de energía primaria y de emisiones, y tiene mejor aceptación social. Si, además, la producción es renovable y autóctona, los efectos positivos se multiplican. Adicionalmente, la generación distribuida permite la autonomía energética, aspecto éste muy importante, sobre el que volveremos más adelante.

El caso es que estas ventajas de la generación distribuida deben reflejarse en el precio de la paridad de red y en el mecanismo del balance neto. Igualmente, la generación renovable debe obtener ventajas a través de las Garantías de Origen y, a medio plazo, gracias a la extensión del régimen del CO2 a los sectores difusos de la economía y al desarrollo de una fiscalidad ambiental, entre otras posibilidades.

En un futuro próximo, gracias al balance neto, una gran superficie comercial debería poder ahorrar al abastecerse instantáneamente con su propia generación distribuida, y elegir entre inyectar en la red sus eventuales excedentes para recuperarlos más adelante, o comercializarlos en la electrolinera que tiene a la salida de su fenomenal aparcamiento fotovoltaico.

Experiencias: Japón y EE UU

El autoconsumo y el balance neto se aplican en muchos países, pero hay dos referencias claras, Japón y EE UU:
En Japón la energía fotovoltaica está muy socializada; Sanyo, Sharp y Kyocera estuvieron décadas liderando el ranking global de fabricantes de paneles solares y éstos forman parte de la vida cotidiana de los japoneses: numerosas viviendas los incorporan como equipamiento estándar porque su coste no es relevante en comparación con el precio del suelo y el resto del inmueble. Tenemos mucho que aprender de ellos.

A mediados de 2005, el país del sol naciente eliminó las ayudas directas a la fotovoltaica y dejó que el mercado operara en régimen de autoconsumo; los eventuales excedentes generados por las instalaciones se regalaban al sistema. Al año siguiente, el mercado solar cayó un 40%, pero todavía se instalaron 175 MW, que en aquella época era el 7% del mercado mundial.
El mercado nipón se mantuvo estable en 2007, sustentado por las instalaciones en la edificación residencial, y en 2008 creció un 40%, hasta los 250 MW, impulsado por nueva demanda del segmento industrial, capaz de asumir mejor los largos plazos de amortización.

No podemos saber qué hubiera ocurrido en Japón si el mercado fotovoltaico se hubiera desarrollado así, porque en 2009, el Gobierno, para disminuir la dependencia energética y frenar el calentamiento global, mantuvo el autoconsumo y estableció una tarifa para cada kWh excedentario. Como resultado, la potencia solar instalada se duplicó en 2010 y la tendencia es creciente, porque se está reforzando el fomento de las renovables tras el desastre de Fukushima; en 2011 conectó 1.100 MW.

En EE UU, por su parte, el balance neto tomó carta de naturaleza en 1978, con la Public Utility Regulatory Act. Tras recibir un fuerte empujón en 2005 gracias a la Energy Policy Act, hoy lo aplican más de 45 estados, con muchísimas variantes. La mayoría de las regulaciones acotan el balance neto a instalaciones de microgeneración inmediatas al punto de consumo, pero hay estados que apuntan a un modelo de generación distribuida más amplio.

En varios estados se permiten instalaciones en la escala del megavatio; Nuevo Méjico se lleva la palma, permitiendo hacer balance neto con 80 MW. Otro ejemplo relevante es Colorado, donde existe la figura del ‘Jardín solar comunitario’ –¿le suena?–, que permite a varios titulares adscribir su balance neto a la producción de una misma planta solar, aunque no esté inmediata a sus respectivos puntos de consumo.

El caso más exitoso es California, donde hay consumidores domésticos que abonan más de 40 c€/kWh durante la punta de verano del mediodía, justo cuando más producen los sistemas fotovoltaicos.
En California el balance neto se aplica a las tecnologías solar, eólica, biogás e hidrógeno con instalaciones menores de 1 MW –10 MW si es biogás– y el 90% de toda la potencia acogida al sistema es fotovoltaica. De hecho, un tercio de toda la potencia fotovoltaica del Estado –más de 1.000 MW, la mitad de todo el mercado norteamericano– está en régimen de autoconsumo y balance neto.

En 2008 el Interstate Renewable Energy Council remitió una encuesta a las utilities de todo el país para saber cómo se habían adaptado a la experiencia del balance neto e identificar las mejores prácticas. La inmensa mayoría había superado con facilidad los escollos técnicos; los problemas estaban en los sistemas de facturación y en las tramitaciones de las nuevas instalaciones, donde la falta de documentación era la principal causa de los retrasos. Todas habían aumentado su personal y adaptado sus sistemas de gestión.

Edificios de consumo casi nulo

La Directiva 2010/31/UE, relativa a la eficiencia energética de los edificios, establece la obligación de que todos los inmuebles nuevos, o que experimenten reformas importantes –equivalentes al 25% de la superficie envolvente o al 25% de su valor– sean “de consumo de energía casi nulo” a partir del 31 de diciembre de 2020; en el caso de los inmuebles de las administraciones públicas, este límite se anticipa dos años. Específicamente, indica que esa cantidad casi nula de energía debe cubrirse “en muy amplia medida, por energía procedente de fuentes renovables, incluida energía procedente de fuentes renovables producida in situ o en el entorno”.

El consumo energético de los edificios, de acuerdo con la citada Directiva, se mide anualmente. Dependiendo del grado de consumo que tengan y de la potencia y condiciones de sus instalaciones de microgeneración, habrá momentos en que serán deficitarios y momentos en que serán excedentarios, lo que exige gestionar su balance energético. Además, las poblaciones necesitarán el aporte de generación distribuida “en el entorno” para cumplir con un saldo de energía casi nulo.

La Directiva exige la elaboración planes nacionales de edificios de consumo de energía casi nulo, lo cual supone un avance sobre las actuales actuaciones de ahorro y eficiencia: planes Renove –cubiertas, fachadas, electrodomésticos, calderas…–, sustitución de alumbrado con LED, despliegue de contadores con telegestión y telemedida, etcétera.

En España, el Plan de Acción de Ahorro y Eficiencia Energética 2011-2020 aspira a dotar 8,2 millones de m2 anuales de alta calificación energética y, explícitamente, a construir edificios casi nulos, de los que ya hay un buen puñado repartidos por todo el país para experimentar las mejores combinaciones tecnológicas en función de las condiciones climáticas.

En Japón y en EE UU se están aplicando normativas similares y empieza a haber previsiones encima de la mesa. La consultora Pike Research calcula que en la actualidad el mercado de los edificios autosuficientes ronda los 225 millones de dólares anuales y que en 2020 puede superar los 600.000 millones.

Mercado local de la energía

La tecnología y la regulación empujan hacia un modelo de generación distribuida en el que se combinan la microgeneración y el consumo de los núcleos de población con el resto de instalaciones de producción y almacenamiento –bombeos hidráulicos– de mayor escala que se conecten a las redes de distribución. Se evitará que los excedentes del autoconsumo instantáneo asciendan aguas arribas y se aprovecharán con usos térmicos y en el transporte, a la sazón de un modo más rentable que usando generación convencional.

La autonomía que permite la generación distribuida cobra una nueva dimensión con la hibridación de fuentes y de aprovechamientos a pequeña escala, desde urbanizaciones autosuficientes con bomba de calor geotérmica, fotovoltaica, cogeneración, vehículos eléctricos y baterías auxiliares, hasta parques eólicos asociados a plantas de tratamiento de residuos urbanos.

La transformación es profunda. Conlleva el nacimiento de nuevos mercados de ámbito local y la conversión de las actuales redes de distribución en redes inteligentes, capaces de gestionar constantes flujos de datos y energía en tiempo real. A la par, la eficiencia total del sistema aumentará, puesto que las nuevas tecnologías permitirán que la vieja y desatendida gestión de la demanda dé un salto de gran magnitud, en buena medida empujada por el cambio de hábitos de los consumidores-generadores.

La normativa cada vez es más exigente con la eficiencia –ahora se debate en la UE una nueva Directiva con medidas vinculantes– y, con los precios creciendo, la población está tomando conciencia del auténtico coste de la energía; por ejemplo, cada vez se mira más la etiqueta energética de una nevera a la hora de comprarla: en 2004 sólo lo hacía el 40% y ahora lo hace el 80%. En un mercado local de energía, con un balance neto generalizado y rentable, el aumento de la eficiencia sería grande, porque los autoconsumidores tratarían de acoplar su consumo a su producción, y a la par, tratarían de ahorrar para disponer de más excedentes.

En el modelo eléctrico actual, los generadores se relacionan con el mercado a través de un agente, mientras que los consumidores se relacionan con el mercado mediante un comercializador. En el modelo distribuido con balance neto, los consumidores-generadores se relacionan con el mercado mediante un intermediario encargado de gestionar sus excedentes de energía; a este intermediario ya se le ha definido como “sujeto saldador”.

Algunos de los nuevos actores de los mercados energéticos españoles, como las empresas de servicios energéticos o el gestor de cargas de los vehículos eléctricos guardan una íntima relación. Ambos enlazan directamente con ese sujeto saldador que, a medio plazo, gestionará flujos energéticos de origen local, con la electricidad como vector energético.

Redes inteligentes

En la España de dentro de unos años, la fotovoltaica será la generación distribuida mayoritaria durante el día; aplanará la curva de carga y generará excedentes sobre el consumo instantáneo en los núcleos de población pequeños, mientras que las urbes y las zonas industriales seguirán siendo sumideros de energía. Se dice que, en unas décadas, una superred en corriente continua permitirá consumir el sol de Badajoz en Helsinki. Pues bien, para que eso sea una realidad hace falta tecnología. Y también un gestor de la red de distribución capaz de garantizar el suministro operando con numerosas zonas en isla –microsistemas con microrredes– y producciones intermitentes.

Se habla mucho de las redes inteligentes –smart grids en inglés–, pero la realidad es que todavía están en fase de I+D. El Joint Research Centre (JRC) de la Comisión Europea ha rastreado durante cinco meses todos los proyectos con etiqueta smart grid de la UE. Tras encontrar unos 300, cree que sólo 219 reúnen condiciones para llamarse así, y tienen una disparidad enorme: por número, Dinamarca (22%), Alemania (11,1%) y España (8,7%) son líderes, pero por capital invertido, Italia –donde ENEL ha instalado 32 millones de contadores inteligentes– copa más de la mitad del monto total, que asciende a la nada despreciable cifra de 5.000 millones de euros.

Los proyectos sobre la integración de sistemas son los más abundantes –el 34%–, pero sólo representan el 15% de la inversión total. Los contadores inteligentes, con un 27% de los proyectos, son los siguientes, pero con la parte del león del capital captado: unos 3.000 millones. En el caso de Italia, los contadores inteligentes ahorran 500 millones de euros anuales, lo que permite recuperar la inversión en sólo cinco años, además de otras ventajas asociadas a la telegestión y la telemedida. Para 2020, se prevé que en la UE se hayan instalado 240 millones de contadores inteligentes.

De acuerdo con el modelo de balance neto, los contadores deberían ser capaces de dotar de la información y de las herramientas para operar activamente en el mercado tanto a los consumidores-generadores como a los sujetos saldadores, de modo que un particular debería poder, desde su casa, saldar su excedente eléctrico con briquetas de biomasa para su caldera. A la par, los contadores –y otros elementos, algunos propios de la domótica– deberían garantizar la operación segura de las redes y microrredes con las que interactúen, buscando siempre la autosuficiencia y el excedente rentable. En este escenario, las compañías distribuidoras adquieren un papel fundamental, escrupulosamente neutro, con nuevas obligaciones y nuevos servicios sujetos a tarifas o peajes.

Sin llegar a una cosa tan compleja, el JRC prevé que, en 2020, la inversión total en redes inteligentes alcance los 56.000 millones de euros en la UE. En otras latitudes también se prevén inversiones astronómicas: EE UU, que cuenta con 8 millones de contadores inteligentes, quiere llegar a 60 millones en 2020 e invertir más de 250.000 millones de euros en hacer inteligente su vieja infraestructura; China planea desplegar 360 millones de contadores inteligentes a 2030 e invertir 70.000 millones de euros en redes; Corea del Sur quiere llegar a 24 millones de contadores e invertir 17.000 millones de euros…

En líneas generales, la investigación se centra en la electrónica de potencia, sistemas inteligentes e infraestructuras de telecomunicaciones. Las áreas donde se está actuando prioritariamente son el control distribuido –las necesidades de gestión disminuyen si los componentes de la red se controlan localmente y toman decisiones de un modo autónomo–, la predicción de la producción y de la demanda locales, y la gestión de la demanda.

El European Strategic Energy Technology Plan aspira a cubrir un 12% de la demanda eléctrica de la UE con fotovoltaica en 2020 y contempla convertir 30 ciudades europeas en inteligentes –smart cities en inglés– y experimentar en ellas la convergencia de renovables, eficiencia y redes inteligentes. Deberían también experimentar el nacimiento de mercados locales de energía, basados en el balance neto y el saldado de los excedentes.

Fuente: Cuadernos de Energía Enerclub
 

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