¿Cuáles son las modificaciones técnicas y económicas que introduce el Real Decreto 1565/2010?

1. Modificaciones técnicas y económicas que introduce el RD 1565/2010.
El Real Decreto 1565/2010, aprobado por el Consejo de Ministros el 19 de noviembre de 2010 y publicado en el Boletín Oficial del Estado nº 283 del 23 de noviembre de 2010, introduce una serie de modificaciones económicas y técnicas que afectan a instalaciones fotovoltaicas (FV) ya en funcionamiento bajo el marco jurídico y económico previsto por los Reales Decretos 661/2007, y 1578/2010.
Modificaciones introducidas por el RD 1565/2010:
•    Reducción del periodo de retribución.
•    Modificaciones técnicas.
a-)    Requisitos de respuesta frente a huecos de tensión.
b-)    Adscripción a centros de control de generación y envío de telemedidas en tiempo real.
c-)    Penalizaciones por energía reactiva.
d-)    Seguimiento de consignas de tensión .
2. Requisitos de respuesta frente a huecos de tensión
Párrafo e) del artículo 18 del RD661/2007 MODIFICADO por el punto cinco del artículo uno del RD1565/2010
e) Las instalaciones eólicas y las instalaciones o agrupaciones de instalaciones fotovoltaicas de potencia superior a 2 MW, de acuerdo con la definición de agrupación establecida en el párrafo d) de este artículo, están obligadas al cumplimiento de lo dispuesto en el procedimiento de operación P.O. 12.3 Requisitos de respuesta frente a huecos de tensión de las instalaciones eólicas, aprobado mediante Resolución de 4 de octubre de 2006 de la Secretaría General de Energía. A estos efectos, la verificación de su cumplimiento se regulará en el procedimiento correspondiente. Dicho procedimiento de operación será de aplicación igualmente en los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares, en tanto en cuanto no sea desarrollado un procedimiento específico, sin perjuicio del resto de requisitos técnicos que pudieran ser exigibles en cada caso.
Párrafo AÑADIDO al apartado 1 de la disposición transitoria quinta del RD661/2007 por el punto quince del artículo uno del RD1565/2010
[...] En tanto no se desarrollen procedimientos de operación específicos, los requisitos de respuesta frente a huecos de tensión que deban cumplir las instalaciones fotovoltaicas a las que les corresponda, de acuerdo con lo previsto en el articulado del presente real decreto, serán los previstos en el procedimiento de operación peninsular relativo a los requisitos de respuesta frente a huecos de tensión de las instalaciones eólicas, siendo de aplicación en los siguientes plazos:
i)    para las instalaciones fotovoltaicas con fecha de inscripción definitiva posterior al 30 de junio de 2011, desde su fecha de inscripción definitiva;
ii)    para las instalaciones fotovoltaicas con fecha de inscripción definitiva anterior al 1 de julio de 2011, a partir del 1 de octubre de 2011.

Esta modificación obliga a realizar (antes del 1 de octubre de 2011) cambios en las instalaciones o agrupaciones FV de más de 2 MWn construidas con antelación a la publicación del RD1565/2010 para que cumplan con el Procedimiento de Operación 12.3 de Red Eléctrica de España sobre requisitos de respuesta frente a huecos de tensión.
Existen tres soluciones técnicas para que las instalaciones FV cumplan con esta obligación:
•    Actualización del firmware y/o del hardware de los inversores
•    Instalación de un equipo tipo FACTS (Flexible AC Transmission System)
•    Sustitución de los inversores por inversores nuevos
 
Actualización del firmware y/o del hardware de los inversores.
Se han desarrollado soluciones específicas para algunos inversores que permiten adaptarlos a los requisitos de respuesta frente a huecos de tensión mediante una actualización del firmware y/o del hardware.
-No todos los inversores del mercado cuentan con una solución de este tipo: depende de cada fabricante e incluso de cada modelo, pero por lo general los inversores trifásicos de tamaño medio o grande (> 5kWn) sí se podrán actualizar, mientras que hay algunos inversores trifásicos pequeños y monofásicos para los cuales no se ha desarrollado este tipo de solución.
-Por lo general, se trata de la solución más económica, con un coste aproximado que podrá variar entre un 10% y un 20% del precio de los inversores.
En el caso de Actualización del firmware y/o del hardware de los inversores, la única empresa capaz de suministrar una solución, es el mismo fabricante que suministró los inversores originales de la instalación.
Existen decenas de fabricantes de inversores FV presentes en el mercado español.
Instalación de un equipo tipo FACTS (Flexible AC Transmission System)
-Un FACTS es un sistema basado en dispositivos de electrónica de potencia y otros dispositivos estáticos que, situándose entre la instalación FV y el punto de conexión a red, puede utilizarse para compensar los efectos de los huecos de tensión.
-Los propietarios de plantas pueden optar por instalar un sistema tipo FACTS cuando no exista la posibilidad de actualizar los inversores o cuando la opción FACTS resulte más interesante desde un punto de vista económico.
- Los precios varían sensiblemente en función del tamaño de la FACTS y del fabricante.
Los precios de mercado, incluyendo tanto el coste del equipo como el coste de instalación, pueden varíar en función de las características de cada planta, pero por lo general siempre dentro del rango de 2-4 cEu/W.
• El número de fabricantes de equipos tipo FACTS, es sensiblemente inferior al de fabricantes de inversores.

Problemas de abastecimiento
•    No hay problemas tecnológicos, ya que el desarrollo de estas soluciones (actualización de inversores, FACTS y nuevos inversores) es técnicamente viable.
•    Tampoco vemos un eventual problema de escasez de componentes.
•    En cambio, existe una preocupación generalizada sobre la posibilidad de adecuar todo el parque FV afectado por el requisito de respuesta frente a huecos de tensión dentro del plazo fijado por el RD 1565/2010. Esta preocupación se debe esencialmente a dos factores:
-Problemas de certificación: Con el objetivo de poder verificar el cumplimiento de los requisitos de respuesta frente a huecos de tensión de las soluciones implementadas, el P.O. 12.3 establece que éstas tendrán que estar certificadas. Sin embargo, dicha certificación sólo podrá ser emitida una vez que existan laboratorios y entidades certificadoras acreditados para la certificación de instalaciones fotovoltaicas con los requisitos de respuesta indicados en el Procedimiento de Operación 12.3.
- Tiempo de instalación: Una vez solucionados los problemas de certificación, y habida cuenta de la gran cantidad de equipos a modificar/sustituir, los fabricantes y el sector en general estiman que no podría acabarse con todas las instalaciones en España, antes de finales de 2012, esencialmente debido a que los fabricantes cuentan con una fuerza de instalación limitada y que el número de instalaciones afectadas es muy elevado.
Procedimiento de Verificación de las instalaciones fotovoltaicas (PVVC FV)
• Situación LEGAL
RD  1565/2010 Obliga a Agrupaciones > 2MW  a cumplir PO12.3
Resolución 4 de octubre de 2006: “se desarrollará un sistema de certificación de acuerdo con lo previsto en el Real Decreto 2200/1995”
RD 2200/1995: Obliga a la acreditación de las entidades de certificación/inspección y laboratorios que realizan actividades “obligatorias por ley” a contar con la ACREDITACION (ENAC)
•Proceso de Certificación
En el proceso intervienen
Fabricantes : Adecúan sus equipos
Laboratorios: Ensayan equipos adecuados
Productores: Instalan modificaciones equipos
Entidades de certificación/inspección: Verifican que la instalación cumple con el PVVC
3.    - Adscripción a centros de control de generación y envío de telemedidas en tiempo real
Párrafo d) del artículo 18 del RD661/2007 MODIFICADO por el punto cuatro del artículo uno del RD1565/2010
d) Todas las instalaciones de régimen especial con potencia superior a 10 MW, y aquellas con potencia inferior o igual a 10 MW pero que formen parte de una agrupación del mismo subgrupo del artículo 2 cuya suma total de potencias sea mayor de 10 MW, deberán estar adscritas a un centro de control de generación, que actuará como interlocutor con el operador del sistema, remitiéndole la información en tiempo real de las instalaciones y haciendo que sus instrucciones sean ejecutadas con objeto de garantizar en todo momento la fiabilidad del sistema eléctrico.
En los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares, el límite de potencia anterior será de 1 MW para las instalaciones o agrupaciones.
Todas las instalaciones con potencia instalada mayor de 1 MW, o inferior a 1 MW pero que formen parte de una agrupación de instalaciones cuya suma de potencias sea mayor de 1 MW, deberán enviar telemedidas al operador del sistema, en tiempo real, de forma individual en el primer caso o agregada en el segundo. Estas telemedidas serán remitidas por los titulares de las instalaciones o, en su caso, por sus representantes.
A los efectos del presente real decreto se define agrupación al conjunto de instalaciones que se conecten en un mismo punto de la red de distribución o transporte, o dispongan de línea o transformador de evacuación común. Del mismo modo, formarán parte de la misma agrupación, aquellas instalaciones que se encuentren en una misma referencia catastral, considerada ésta por sus primeros 14 dígitos. La potencia de una agrupación será la suma de las potencias de las instalaciones unitarias.
Párrafo AÑADIDO a la disposición transitoria cuarta del RD661/2007 por el punto catorce del artículo uno del RD1565/2010
Las instalaciones a las que sean de aplicación las obligaciones previstas en el artículo 18.d) de este real decreto, excepto las instalaciones individuales de potencia superior a 10 MW, dispondrán de un periodo transitorio hasta el 30 de junio de 2011, inclusive, durante el cual no le será de aplicación la penalización establecida en el quinto párrafo del artículo 18.d).
 
Estas modificaciones implican que, antes del 30 de junio de 2011:
• Envío de telemedidas en tiempo real (TTR):
-    Instalaciones afectadas: Todas las instalaciones o agrupaciones de más 1 MWn.
-    Implicaciones:
           -Las instalaciones afectadas tienen que poder enviar TTR (concretamente la potencia activa de la instalación) al operador del sistema, o al Distribuidor dominante, enviando este a su vez dichas telemedidas al Operador del Sistema (P.O. 9). A efectos prácticos, el envío de estas telemedidas se hace a través de un centro de control de generación (CCG), ya sea el del Distribuidor o el de un Centro de Control habilitado.
• Adscripción a un centro de CCG:
-    Instalaciones afectadas: Todas las agrupaciones peninsulares de más de 10 MWn y las instalaciones o agrupaciones insulares y extrapeninsulares de más de 1 MWn (las instalaciones únicas de más de 10 MWn ya tenían esta obligación antes de la entrada en vigor del RD 1565/2010).
-    Implicaciones:
-Las instalaciones afectadas tienen que estar adscritas a un CCG. A efectos prácticos, esto implica que las instalaciones tienen que poder enviar TTR (concretamente la potencia activa, la potencia reactiva y la tensión de la instalación) y recibir instrucciones del operador del sistema a través de un CCG.

Tanto en el caso de Envío de TTR como en el caso de Adscripción a un CCG, los propietarios de una instalación FV afectada tienen que:
• Instalar un equipo de intercambio de información con el CCG (que en ambos casos ejerce de intermediario entre la instalación y REE).
- En el caso de Envío de TTR sólo es necesario que la instalación pueda enviar información al CCG.
-En el caso de Adscripción a un CCG tiene que existir un canal de información en los dos sentidos (instalación –CCG para el envío de telemedidas y CCG – instalación para la recepción de instrucciones).
-Las instalaciones afectadas por la Adscripción a un CCG también tendrán que ser capaces de ejecutar las instrucciones recibidas
 •    Suscribir un acuerdo con un CCG para que éste ejerza de intermediario entre el operador del sistema y la instalación FV.
- Los CCG ofrecen este servicio a cambio del pago de una cuota de mensual, que suele ser superior en el caso de Adscripción a un CCG (si el CCG es el de la Distribuidora, puede ser a coste cero).
Por lo general, las grandes instalaciones cuentan con sistemas de monitorización que pueden cumplir con la labor de intercambio de información entre las instalaciones FV y los CCG y por lo tanto no tendrán que realizar una inversión para cumplir con este requisito.

Proveedores
En primer lugar, el propietario de la instalación tiene que instalar los equipos necesarios para el envío de TTR o la adscripción a un CCG. Se trata de un procedimiento relativamente sencillo que en general es ofrecido por empresas de índole muy distinta, como por ejemplo:
•    Agentes de mercado
•    Empresas de monitorización
•    Empresas de operación y mantenimiento
•    Centros de control de generación
Una vez adecuada la instalación, el propietario tiene que suscribir un acuerdo con un CCG para que éste ejerza de intermediario entre el operador del sistema y la instalación FV. Actualmente, existen 28 Centros de control habilitados por REE en la península, 3 en Canarias y 1 en Baleares.
 
Centros de control habilitados por REE a 29/03/2011
Acciona-Cecoer
Gas Natural SDG    
AES Energía Cartagena        
Gas Y Electricidad Generación S.A.U. (Baleares)    
Amesa        
Global 3    
Cepsa-Detisa        
HC Generación    
Cepsa-Detisa (Canarias)        
Iberdrola Generación    
E.ON-Generación        
Iberdrola-Core    
EDP Renovaveis        
Ibereólica    
Egl        
Molinos Del Ebro-Samca    
Electrabel        
Nexus Energía    
Ence (Celulosa Energía, S.L.U.)        
Norvento    
Endesa Generación        
Preneal    
Endesa Generación (Canarias)        
Repsol YPF    
Enérgya Vm        
Saica    
Enérgya Vm (Canarias) Eyra-Cecovi        
Telvent    
Gamesa        
Vestas    
Wind To Market-Areva    
• No parece que exista ningún problema tecnológico. Los fabricantes y proveedores dicen que la implantación de estas soluciones son perfectamente viables desde un punto de vista técnico.
• No hay escasez de componentes.
• No hay problemas de certificación.
• Existe la posibilidad de que no se pueda adecuar todo el parque FV afectado por esta medida dentro del plazo establecido por el RD 1565/2010 (30 de junio de 2011).
Por parte de las Asociaciones, se ha pedido un alargamiento de plazo, hasta finales de 2011.
4. Penalizaciones por energía reactiva
Punto 1 del artículo 29 del RD661/2007 MODIFICADO por el punto ocho del artículo uno del RD1565/2010
A las instalaciones acogidas al régimen especial, en virtud de la aplicación de este real decreto, salvo las excepciones que reglamentariamente se establezcan, independientemente de la opción de venta elegida en el artículo 24.1, les será aplicable un complemento o penalización, según corresponda, por energía reactiva por el mantenimiento de unos determinados valores de factor de potencia. Este complemento se fija como un porcentaje del valor de 8,2954 c€/kWh, en función del factor de potencia con el que se entregue la energía, que será revisado anualmente por el Ministro de Industria, Turismo y Comercio. Dicho porcentaje, se establece en el anexo V del presente real decreto.
Las instalaciones deberán mantenerse, de forma horaria, dentro del rango obligatorio de factor de potencia que se indica en el anexo V. El incumplimiento de dicha obligación conllevará el pago de la máxima penalización contemplada en el mismo anexo para las horas en que se incurra en incumplimiento.
El rango obligatorio de factor de potencia podrá ser modificado, con carácter anual, por resolución de la Secretaría de Estado de Energía, a propuesta del operador del sistema, y éste se encontrará en todo caso, entre los valores extremos de factor de potencia: 0,98 capacitivo y 0,98 inductivo. El citado rango obligatorio podrá ser diferente en función de las zonas geográfica, de acuerdo con las necesidades del sistema.
Esta modificación implica que las instalaciones fotovoltaicas podrán ser penalizadas en caso de no mantener su factor de potencia dentro de los rangos establecidos por el Anexo V del RD 1565/2010.
Sin embargo, las instalaciones FV se caracterizan por contar generalmente con un factor de potencia muy cercano a la unidad. Esto hace que las instalaciones FV construidas con antelación a la entrada en vigor del RD 1565/2010 no tengan que realizar ninguna inversión como consecuencia de esta modificación.
El impacto económico de este supuesto del RD 1565/2010 para instalaciones acogidas el régimen jurídico del RD 661/2007 y del RD 1578/2008 es despreciable. Efectivamente, los propietarios de instalaciones no tendrán que realizar ninguna inversión como consecuencia de esta modificación, sin embargo se ve modificado el valor de las bonificaciones / penalizaciones recibidas por las instalaciones FV por la energía reactiva generada.
5. Seguimiento de consignas de tensión
Punto 2 del artículo 29 del RD661/2007 MODIFICADO por el punto ocho del artículo uno del RD1565/2010
2. Aquellas instalaciones del régimen especial cuya potencia instalada sea igual o superior a 10 MW, o 5 MW en el caso de los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares, podrán recibir instrucciones del operador del sistema para la modificación temporal del rango de factor de potencia anteriormente definido, en función de las necesidades del sistema. Del mismo modo, las instrucciones del operador del sistema podrán ser relativas a seguimiento de consignas de tensión en un determinado nudo del sistema, una vez sean establecidas en el correspondiente procedimiento de operación. En caso de cumplimiento de estas instrucciones, se aplicará la máxima bonificación contemplada en el anexo V y en caso de incumplimiento de las mismas, se aplicará la máxima penalización contemplada en el mismo anexo.
Para éstas, cuando la instalación esté conectada en la red de distribución, la modificación del rango de factor de potencia aplicable a la misma tendrá en cuenta las limitaciones que pueda establecer el gestor de la red de distribución, por razones de seguridad de su red. El gestor de la red de distribución podrá proponer al operador del sistema las instrucciones específicas que considere pertinentes.
Esta modificación implica que las instalaciones peninsulares de más de 10 MWn e insulares y extrapeninsulares de más de 5 MWn tendrán que ser capaces de obedecer a consignas de tensión enviadas por el operador del sistema.
Esto puede tener como consecuencia que las instalaciones afectadas se vean obligadas a realizar modificaciones sustanciales en sus equipos.
Sin embargo, a día de hoy el operador del sistema (Red Eléctrica de España) no ha publicado un procedimiento de operación que regule los pormenores de esta obligación introducida por el RD 1565/2010.
Por lo tanto resulta imposible analizar en el marco de esto documento las implicaciones técnicas y económicas para las instalaciones afectadas.
CONCLUSIONES
Las modificaciones técnicas introducidas por el RD 1565/2010 en las instalaciones construidas antes de su entrada en vigor y acogidas al régimen jurídico y económico de los RD 661/2007 y RD 1578/2008, tienen un impacto económico retroactivo, que van a reducir su rentabilidad.
El coste asociado a la adaptación de las instalaciones a los requisitos de respuesta frente a huecos de tensión puede ser grande, sobre todo en los casos más desfavorables (en donde el cambio de los inversores es necesario).
El coste asociado a la adaptación de las instalaciones para el envío de telemedidas en tiempo real o la adscripción a un CCG, tiene un impacto económico mas reducido, dependiendo de la opción de CCG y equipos adoptada (Distribuidora o Centro de Control habilitado).
Por otro lado, el RD 1565/2010 introduce la obligación para ciertas instalaciones de obedecer a consignas de tensión enviadas por el operador del sistema. Esta modificación puede tener un impacto técnico y económico significativo, aunque todavía es de difícil cuantificación, al no existir a día de hoy un procedimiento de operación en vigor , que regule esta obligación.
 • La adaptación de las instalaciones afectadas por las modificaciones técnicas introducidas por el RD 1565/2010:
- En el caso de la adecuación de las instalaciones a los requisitos de respuesta frente a huecos de tensión, es difícil poder cumplir con los plazos fijados por el RD debido esencialmente al tiempo muerto causado por el proceso de certificación de las soluciones, sumado al gran número de instalaciones afectadas y a la limitada fuerza de instalación de los fabricantes. Propuesta al Ministerio de finales de 2012.
- En el caso de los requisitos de envío de telemedidas en tiempo real y de adscripción a un CCG, no existen problemas de certificación pero sí cierto desconcierto entre los propietarios de las instalaciones afectadas que están posponiendo la implementación de las soluciones necesarias. Tomando en cuenta el gran número de instalaciones afectadas y la limitada fuerza de instalación de los proveedores de este servicio, este retraso puede causar que parte del parque FV no logre adecuarse dentro del plazo fijado por el RD. Propuesta al Ministerio de finales de 2011.