«Hay que trabajar en positivo por una regulación del balance neto fotovoltaico razonable. No nos podemos permitir lo contrario»

En las Jornadas sobre Balance Neto fotovoltaico celebradas en GENERA 2012, D. Jorge Morales de Labra, miembro de la Junta Directiva de UNEF, inició su ponencia comunicando a los asistentes la posición general que se tiene desde la UNEF respecto al autoconsumo y el balance neto.

En primer lugar, mostró un Gráfico 1 que hacía referencia a las curvas reales promedio de una zona de distribución muy cercana a la capital. En ellas se podía observar dos curvas: la curva de consumo (morado) la cual se caracteriza por tener dos puntas, una por la mañana y otra por la tarde, aunque en verano la punta de la mañana  y de la noche suelen ser similares, siendo la última generalmente mayor; y la curva de producción de una instalación fotovoltaica fija (verde). Por otra parte, se ve también una parte sombreada que es la diferencia entre las dos curvas anteriores, por lo tanto durante un tramo de la mañana y de la tarde se está tanto produciendo como consumiendo. Existe otro tramo en el que la producción es inferior al consumo y por lo tanto hay autoconsumo instantáneo y también otro, hacía el centro del día, en el que hay una exportación neta de energía a la red.

Gráfico 1

Es este último concepto donde se aplica el balance neto, es decir, se aplica una modalidad de autoconsumo con la que se trata de compensar los excedentes. Pero con la tecnología solar fotovoltaica se generan unos déficits posteriores por dos aspectos claves: el primero se refiere a la valoración que se hace de esos excedentes y el precio que se le pone a esa energía; y en segundo al horizonte de compensación, es decir, si hay o no, un límite para realizar esa compensación del excedente con déficit posteriores. 

D. Jorge comentó que desde UNEF se han hecho una serie de cálculos sobre lo que el autoconsumo por balance neto puede ofrecer a los usuarios que instalen este modelo. En primer lugar, se podrán ahorrar entre un 30-40% en la factura eléctrica, aunque a esto habría que añadir el coste de la instalación, por lo que los ahorros comenzarían a partir del décimo año aproximadamente, es decir, una vez pasados esos diez años comenzarían los ahorros de entre el 30-40%, anteriormente se ha estado amortizando la instalación, no hay que perder de vista que esto no es un negocio sino un sistema de ahorro de energía. Por otra parte, se generarían: un 10% de ahorro en la energía al evitar su pérdida en las redes de distribución; más de 20000 puestos de trabajos directos (sin considerar los inducidos); más de de 5000 millones de euros anuales en la actividad económica para el país; más de 1000 millones de euros anuales de ingresos netos para el Estado (Agencia Tributaria); más de 1000 millones de euros anuales en mejoras de la balanza comercial, que es de los problemas macroeconómicos más importantes para España ya que es la responsable de generar un déficit de más de 40000 millones de euros anuales; y finalmente, una multitud de consideraciones medioambientales, de las que destaca que se evitarían más de 10 millones toneladas de CO2 al año.

Además, todo ello se generaría sin la ayuda de ningún tipo de subvención o prima.  Jorge Morales de Labra señaló la diferencia existente entre ambos conceptos, diciendo: “Las primas no son subvenciones, ya que las primas tienen una consideración de compensación de externalidades: las positivas como las tecnologías renovables; y las negativas como las de otras tecnologías. Asimismo, se asumirían los costes que realmente se ocasionarían en el sistema, aunque esto tiene muchos matices en los que radican la mayor parte de diferencias”.

A continuación, mostró los problemas y barreras a las que se enfrenta este modelo. Para D. Jorge la regulación actualmente está monopolizada por el asunto del déficit tarifario lo que genera tres impactos directos sobre el modelo de balance neto:

-En primer lugar, la inexistencia de incentivo alguno a la eficiencia energética.

-En segundo lugar, la falta de objetividad y transparencia en la asignación de los costes del sistema.

-En tercer lugar, los límites y trabas administrativas, que complican innecesariamente el modelo.

Posteriormente, se detallaron las tres barreras comentadas anteriormente: 

En cuanto a la primera, la ausencia de incentivos en la que se encuentra el sistema español. Se dice que hay un exceso de potencia eléctrica instalada  y además existe una bajada imprevista de la demanda, la cual se lleva produciendo desde hace cuatro años. Según Jorge Morales de Labra, “Esta situación lleva a una infrautilización muy importante de las centrales de gas, ya que se están utilizando muchas menos horas de las que tenían previstas sus promotores cuando decidieron construirlas. Por todo ello, D. Jorge se pregunta si esto es un problema de las eléctricas que decidieron promover las centrales de gas o por el contrario, es un problema nacional del que todo el mundo debe preocuparse”. 

Para demostrar lo anteriormente comentado, Jorge Morales de Labra mostró el Gráfico 2 en la que se puede observar la evolución de las centrales de gas, denominadas Centrales de Ciclo Combinado respecto a la punta de demanda. El comienzo de la instalación de este tipo de centrales  fue en el 2002 con una potencia algo menor a 5000 MW, pero había unas puntas de demandas entorno a los 35000MW, entonces a lo largo de estos años va creciendo hasta llegar al año 2007 en el que se mantiene estable esta punta del sistema que es la que rige las decisiones de inversión de potencia firme, incluso llega a decrecer pero sin embargo las centrales de gas siguen entrando en operación después de ese año. Por lo que, aunque no se ha vuelto a superar el record de demanda si que se han construido más de 5000MW en nuevas centrales de gas, solo el año pasado entraron en servicio más de 800MW en centrales de gas. 

Gráfico 2

En cuanto a lo segundo, la falta de objetividad y transparencia de los costes del sistema, es decir, la falta de unanimidad  a la hora de decidir sobre los peajes que se deben pagar, por ejemplo aunque sea energía excedentaria en los casos que sea autoconsumida instantáneamente. Desde UNEF se cree que más del 50% de los costes de los peajes son costes de producción de energía (azul), como se muestra en el Gráfico 3 que es una estimación de los costes de suministro eléctrico en el año 2012, en él se pueden ver dos barras: una de tramo “liberalizado”, aunque esto es difícil porque hay muchos conceptos que pueden considerarse regulados; y otra del tramo “regulado”. Ambos tramos tienen un importe económico parecido: el tramo “liberalizado” es de 17000000€ y el tramo “regulado” es de 18000000€, todo ello sin impuestos, lo que en total sumarían entorno a los 35000000€.  Por lo que el problema viene de que existe una serie de costes que son inherentes a los costes de producción y no tienen nada que ver con el uso de la red, el ejemplo más claro de ello es el de las energías renovables. No puede obviarse que estas primas están vinculadas al coste de producción, es decir, las primas equivalentes a la energía fotovoltaica están directamente vinculadas al precio del mercado y si el precio del mercado sube las primas bajan y viceversa. 

Gráfico 3

En la Tabla 1 se muestra en detalle las diferencias existentes entre el tramo “liberalizado” y el tramo “regulado” y las costes en balance neto que se deben pagar (verde) y las que no (rojo) en opinión de UNEF.

Tabla 1

Los costes que se deberían de pagar son:

-La red de distribución.

-La propia gestión.

-El déficit de tarifa, que son los intereses por los costes reconocidos y no pagados durante los últimos años.

-Intereses y amortización de deuda.

Los costes que no se deberían pagar son:

-El servicio de interrumpibilidad.

-Las primas al régimen especial.

-El sobre coste  de generación extrapeninsular.

-Los ingresos por exportaciones vinculadas al precio del POOL y por lo tanto, al precio de la energía.

-La red de transporte, ya que es un mecanismo que no la utiliza en absoluto (en una fase inicial). Si se estuviese hablando de 40-50GW en balance neto seguramente se tendría que empezar a considerar el pago de este peaje, pero actualmente se está muy lejos de estos datos.

En cuanto al problema de la  objetividad, hay dos partes: la primera sería determinar el coste que hay que pagar, como se ha dicho anteriormente; y la segunda sería determinar cómo se reparten esos costes, lo que es problema histórico en el sector. Con esto se quiere decir que en el 2001 la Comisión Nacional de la Energía (CNE) presentó una metodología objetiva para el cálculo del reparto de los peajes en el sistema, pero durante muchos años y en muchos informes han hecho referencia a que las tarifas aprobadas por el Gobierno no estaban calculadas con ese mecanismo objetivo y transparente, es decir, se ha hecho una política económica con el reparto de los costes en los grupos de consumidores, lo que ha generado un gran impacto. Jorge Morales de Labra comentó que había cogido un informe de la CNE del año 2009 en el que se podía ver que los clientes domésticos sin discriminación de horario deberían haber tenido en ese año un peaje superior al 40% mientras que las PYMES en baja tensión un 60% menor, de esto se deduce que hay subvenciones cruzadas entre consumidores en la asignación en los costes del sistema.

“Pero todavía hay un halo de esperanza ya que el Real Decreto Ley 13/2012, además de dar una nueva función a la CNE para que fomente las energías renovables, le ha asignado el cálculo objetivo de la metodología de las tarifas de acceso. Por lo que esperemos que esto se desarrolle y se lleve acabo. La conclusión desde UNEF sobre ello, es que la energía excedentaria en el modelo de balance neto debería pagar los costes, pero solo los costes en los que hace incurrir al sistema, no los costes que se le asignan al consumidor por una mala distribución de los costes que se vienen heredando históricamente como se ha demostrado anteriormente”, añadió D. Jorge. 

En cuanto a lo tercero que además es de las más importantes, son las trabas administrativas en las que existen limites como: el limite de la potencia de las instalaciones a 100 Kw; y el limite que aparece en el borrador del Real Decreto que limita al consumidor a que pueda acogerse a este modelo si tiene como máximo una potencia contratada de consumo de 100 Kw, es decir, una instalación industrial grande no podría poner una instalación fotovoltaica de 100 Kw o 90  Kw porque su potencia contratada es mayor de 100 Kw. Tampoco se contempla que se pueda compartir instalaciones como es el caso de una comunidad de propietarios, no hay que olvidar que es cuando se permite acceder a modelos de gran escala cuando sale la energía más barata de la instalación y gestión, siendo también  más eficiente.

Y por otra parte, pese a que el pasado RD 16/99 tenía por finalidad facilitar los trámites administrativos, las pocas experiencias que se han desarrollado hasta la fecha han sido muy negativas porque sigue siendo muy difícil hacer sistemas de autoconsumo en el sistema español por su complejidad administrativa en la tramitación. Además, también se sigue siendo muy dependiente de la eléctrica de la zona y de sus procedimientos internos para el funcionamiento de esta tramitación. 

Para concluir, Jorge Morales de Labra comentó, “Hay preguntas evidentes, cómo si hay alguna razón para esto, si es necesario técnicamente limitarse,… La opinión de UNEF en este tema es que tiene que haber una cierta regulación además siendo una cosa tan nueva como esta no viene mal poner ciertos límites, pero que estos no sean arbitrarios, como por ejemplo de tamaño, ya que así lo único que se consigue es anular el mercado porque las instalaciones son más caras cuanto más pequeñas son y esto conlleva un retraso en el modelo, por lo que los límites deberían ser globales o zonales, pero nunca individuales. Finalmente, hay que trabajar en positivo por una regulación del autoconsumo por un balance neto razonable porque no nos podemos permitir lo contrario”.