Partiendo del suministro de una pequeña
industria que paga altas penalizaciones en el término de potencia en su
factura energética, este artículo analiza la rentabilidad de una planta
fotovoltaica de producción de energía eléctrica interconectada a la red y
su rentabilidad histórica a lo largo de las últimas regulaciones
aplicables en nuestro país durante los últimos años, desde la primera
mención legal a las energías renovables en España, en septiembre de
1985, hasta a la entrada en vigor del Real Decreto 900/2015. Además,
compara esa rentabilidad con las distintas tarifas eléctricas a las que
se puede acoger este tipo de suministro.
Introducción
En la situación actual de crisis económica, el ingenio empuja hacia
soluciones de ahorro energético. Cuando se habla de energía eléctrica,
uno de los costes más importantes en toda economía, la solución del
autoconsumo, ha sido tradicionalmente vista como una buena opción para
los pequeños consumidores industriales y domésticos. De todas las
opciones de producción de las que se disponen, la energía fotovoltaica
es la que más proyección de futuro plantea, pero dicha energía tiene dos
problemas fundamentales. Por un lado, no es utilizable durante todo el
día, sino solamente en las horas diurnas y, por otro, está muy
condicionada a la radiación solar. Una simple nube, que oculte total o
parcialmente el Sol, hace que la instalación disminuya su potencia
generada enormemente. Por ello, para utilizar una instalación de
producción de electricidad mediante la tecnología solar fotovoltaica, es
casi imprescindible interconectarla a la red, para verter la
electricidad sobrante o, aunque no se vierta energía, a un sistema de
baterías que almacene energía y supla las bajadas de potencia que
producen los días, periodos o momentos nublados.
En el presente trabajo, se desarrolla un estudio sobre la viabilidad
económica de una instalación fotovoltaica como apoyo a un suministro
industrial a lo largo de las distintas normativas aprobadas en nuestro
país en los últimos años. El suministro objeto de este estudio se sitúa
en un conjunto de instalaciones, propiedad de la empresa Inatega,
situadas en el término municipal de Corbillos de la Sobarriba, en la
provincia de León. Estas abarcan una superficie de unos 7.000 m
2,
divididos en una parte de fabricación, otra de almacenaje y,
final-mente, otra de oficinas para la gestión administrativa, con más de
40 empleados (figura 1). Se agradece expresamente a la misma su
colaboración y autorización para la utilización académica de sus datos
de consumo eléctrico.
El área de negocio en la que se mueve esta empresa es la alimentación
animal en los campos de la producción, distribución e investigación.
La citada sociedad ha registrado un crecimiento constante desde la
década de 1980, tanto en su actividad empresarial como en sus
instalaciones. En este último caso, esto ha generado que convivan
instalaciones de última generación con otras más antiguas, motivando
aumentos de potencia que no estaban calculados en el momento de la
contratación del suministro eléctrico. Actual-mente, este contrato es de
100 kW en baja tensión que, como se verá posteriormente, es
insuficiente para la potencia demandada y supone un sobrecoste en la
factura eléctrica.
Este sobrecoste es el que se pretende minimizar, optimizando la
factura energética. Para ello, se plantearán distintas soluciones, y se
centrarán, finalmente, en la instalación de una generación fotovoltaica
que sirva de apoyo a la instalación actual, bajando de esta manera la
potencia demandada de la red de distribución y disminuyendo con ello los
costes energéticos. Se realiza un estudio de las distintas regulaciones
legislativas de estos últimos años, analizando la rentabilidad
económica de una instalación fotovoltaica en cada una de ellas.
Tabla 1. Consumo y potencia registrada por el maxímetro en los recibos de un año.
Figura 2. Distribución del consumo a lo largo de los periodos tarifarios diarios.
Estudio previo
A continuación se desglosará el estudio previo del suministro,
supervisando los consumos y facturaciones eléctricas actuales, para, más
adelante, integrar la producción fotovoltaica y calcular los posibles
ahorros, si los hubiera, con las distintas legislaciones.
Se ha utilizado la aplicación informativa
de optimización de facturas eléctricas,
denominada OFE, facilitada de
forma gratuita por el Instituto para la
Diversificación y el Ahorro Energético
(IDAE) por encargo del Ministerio de Industria,
Energía y Turismo.
El estudio se ha llevado a cabo sobre
la facturación de un año completo.
A efectos de cálculo, este año se ha dividido
en dos partes, meses de verano
y meses de invierno, extrayendo un mes
patrón de cada una de estos periodos.
Cada uno de esos dos meses patrón es
la media aritmética de seis meses del
año (considerando verano los meses de
abril a septiembre e invierno de octubre
a marzo).
La tarifa contratada en este suministro
es la 3.0 A, con discriminación horaria
en tres periodos y la potencia contratada
en cada uno de ellos es de 100 kW.
En la figura 2 se puede ver la distribución
del consumo por periodos de
facturación, referidos a P1, P2 y P3 de
la tarifa 3.0 A.
En la tabla 1 se pueden ver los consumos
de energía activa, así como las
potencias demandadas y registradas
en cada momento, que se han utilizado
para elaborar el presente estudio y se
pueden apreciar en las figuras 3 y 4.
En la facturación real del suministro
aparecen periodos variables, no cerrados
a un mes constante, en función de
cuándo se ha realizado la lectura del
contador. Para tener valores constantes
expresados en meses de 30 días exactos,
se calcula de manera proporcional,
dando como resultado las siguientes
gráficas de consumo y potencia registradas.
Finalmente, y sin ánimo de abrumar al
lector con excesivos datos, se presentan
dos gráficas del consumo instantáneo
en periodos de un mes, una de un
mes tipo de invierno y otra de un mes
promedio de verano (figuras 5 y 6). En
ellas se puede apreciar cómo se reparte
el consumo a lo largo de los días de la
semana y cómo, en los fines de semana
y festivos, el consumo instantáneo se sitúa
por debajo de los 10 kW, pues no
hay actividad productiva.
Figura 3. Consumos registrados por periodos de 30 días.Figura 4. Potencias registradas por el maxímetro por periodos de 30 días.
Figura 4. Potencias registradas por el maxímetro por periodos de 30 días.
Figura 5. Consumo instantáneo en un mes de invierno.
Figura 6. Consumo instantáneo en un mes de verano.
Situación actual
Una vez expuestos todos los datos de
partida, se pueden extraer las siguientes
conclusiones preliminares:
• La potencia registrada y facturada
supera frecuentemente los 100 kW contratados, lo que supone una
penalización económica importante. En este punto cabe recordar que, para
la tarifa 3.0 A, el término de potencia que facturar se calcula con los
siguientes criterios:
a) Si la potencia máxima demandada, registrada en el período
de facturación, estuviere dentro del 85 al 105% respecto a la
contratada, dicha potencia registrada será la potencia a facturar.
b) Si la potencia máxima demandada, registrada en el periodo
de facturación, fuese superior al 105% de la potencia contratada, la
potencia facturada en el periodo considerado será igual al valor
registrado más el doble de la diferencia entre el valor registrado y el
valor correspondiente al 105% de la potencia contratada.
P
F = P
R + 2* [(P
R – (1,05 * P
C)]
P
F: potencia facturada. P
R: potencia registrada. P
C: potencia contratada.
c) Si la potencia máxima demandada en el periodo fuese
inferior al 85% de la potencia contratada, la potencia facturada será
igual al 85% de la citada potencia.
En el presente suministro aparece frecuentemente el caso
b) y en el mejor de los casos el supuesto
a), pero nunca el
c), con el sobrecoste que esto supone.
– Con la instalación actual, no es posible una ampliación de la
potencia contratada sin realizar una instalación de alta tensión, con su
correspondiente centro de transformación y línea de interconexión.
– Los días en que la fábrica no tiene actividad, fines de semana y festivos, el consumo se sitúa muy por debajo de los 10 kW.
– En los meses patrón de invierno y verano, el promedio, tanto de
consumos como de potencias registradas, es el reflejado en la tabla 2.
Con carácter general, se puede concluir que es preciso ampliar la
potencia disponible, sin que esto suponga un re-cargo en la facturación
y, para ello, se plantearán dos soluciones.
La primera es la instalación de un centro de transformación de
13.200/400 V, con sus instalaciones de protección y control. La segunda
opción sería la colocación de paneles fotovoltaicos en la cubierta de la
nave, hasta completar 30 kW, con idea de verter el excedente de
producción a la red de distribución, mediante diversas posibilidades, e
incluso funcionar en isla.
Analizando la primera opción, se trataría de instalar un centro de
transformación de 250 kVA en caseta prefabricada de hormigón y dentro de
la propiedad del cliente. Para ello, se precisa una acometida de 390
metros de cable subterráneo de media tensión y las celdas de protección y
medida necesarias para acometer a la red de media tensión de la
compañía distribuidora. Se analiza un presupuesto valorando el montaje y
mantenimiento de esta opción, a lo que se añade el beneficio de una
facturación más económica de la electricidad, al ser cliente en alta
tensión, según se regula en el Real Decreto 1164/2001, de 26 de octubre,
por el que se establecen tarifas de acceso a las redes de transporte y
distribución de energía eléctrica. Pasaría a facturar en la tarifa 3.1
A, según el citado real decreto, en el mercado liberalizado.
Tabla 2. Promedio de consumos y potencias registradas en los meses patrón de verano e invierno.
Figura 7. Producción de electricidad FV para una potencia nominal de 30 kW (http://www.onyxsolar.com).
Si bien esta opción es económicamente viable, se presentan los
lógicos problemas de la obtención de los necesarios permisos de paso
para la
acometida eléctrica, que transcurre por
propiedades de terceras personas que
pueden, o no, consentir el paso. Queda
la opción de tramitar la línea de alta
tensión a nombre de la compañía distribuidora
de electricidad de la zona, para
tener derecho a la expropiación forzosa,
previa formalización de un contrato de
cesión y resarcimiento si se conecta un
tercero en los próximos 10 años, desde
la fecha de puesta en marcha.
Estas complicaciones administrativas
hacen que para la propiedad sea
más factible decantarse por la segunda
opción, a priori la más viable y que se
presenta a continuación.
La instalación que se plantea es una
generación a base de energía solar con
tecnología fotovoltaica. La potencia instalada
será de 30 kW sobre cubierta, lo
cual está en equilibrio entre la inversión
y la reducción del término de potencia.
Este es el objetivo que se persigue, minimizar
las penalizaciones que sufre la
industria por superar el límite contratado
en este concepto (figura 7).
Con la instalación planteada se prevé
una producción en los meses de verano
de 4.793,47 kW, de los cuales 1.597,8
se consumen en el periodo 1 y el resto en
el periodo 2 de facturación. Para los meses
de invierno la producción esperada
es de 3.358,33 kW, consumidos en su
totalidad en el periodo 2 de facturación.
Legislación aplicable
Decantarse por una instalación fotovoltaica
en España es una opción que, a
lo largo de los últimos años, se ha visto
vapuleada por las distintas idas y venidas
de la legislación que se ha publicado sobre
el tema, empezando desde 2007, año
en el que se inicia el presente estudio.
A ello se le ha denominado inestabilidad
regulatoria.
La energía solar fotovoltaica, consistente
en la transformación de la energía
procedente de la radiación solar en
energía eléctrica, es quizá, dentro de las
energías renovables, la que se podría
considerar más ecológica, debido al bajísimo
impacto ambiental que presenta y
está llamada a ser una de las energías
del futuro. Los sistemas fotovoltaicos
se caracterizan por reducir la emisión
de agentes contaminantes (CO2, NOx y
SOx, principalmente), no necesitar ningún
suministro exterior, presentar un reducido
mantenimiento y utilizar para su
funcionamiento un recurso, el sol, que
es inagotable.
De las distintas aplicaciones de la
energía solar fotovoltaica, los sistemas
de conexión a red son los que presentan
mayores expectativas de incremento en
el mercado fotovoltaico. Con estas circunstancias,
se plantea una instalación
solar fotovoltaica para la cubierta de la
citada instalación.
La Ley 24/2013, de 26 de diciembre,
del Sector Eléctrico, permite que
en España cualquier persona, física o
jurídica, se convierta en productor de
electricidad. Posteriormente, con la publicación
del Real Decreto Ley 1/2012,
de 27 de enero, por el que se procede a
la suspensión de los procedimientos de
reasignación de retribución y a la supresión
de los incentivos económicos para
nuevas instalaciones de producción de
energía eléctrica a partir de cogeneración,
fuentes de energía renovables y residuos,
se eliminan definitivamente todo
tipo de primas a la energía fotovoltaica,
abriendo la puerta a instalaciones para
autoconsumo, con balance neto. Este
consiste básicamente en la compra de
la energía necesaria a la comercializadora,
a precio de mercado (aproximadamente
a 15 c€/kWh), mientras que, por
otro lado, se produce energía mediante
un sistema fotovoltaico para autoconsumo
y, en el momento que se produzca
un excedente, se plantea la posibilidad
de verterlo a la red de distribución de la
compañía, cobrando este a precio de
POOL o mercado mayorista. (Aproximadamente,
unos 5-6 c€/KWh, pues se
exporta principalmente en horas punta y
llano.)
La primera mención legal a las energías
renovables en España se realizó en
la Orden de 5 de septiembre de 1985,
que puso la primera piedra para que dichas
energías se integraran en el conjunto
de la generación eléctrica española.
A pesar de que agrupaba las energías
renovables con el uso eficiente de la
energía y con la eliminación de residuos, fue un buen principio. Partía
de la base de que el entonces vigente reglamento de centrales
eléctricas, subestaciones y centros de transformación (Real Decreto
3275/1982, de 12 de noviembre, sobre Condiciones Técnicas y Garantías de
Seguridad en Centrales Eléctricas, Subestaciones y Centros de
Transformación), ni siquiera incluía las protecciones mínimas necesarias
para realizar la interconexión. Simplemente era un problema inexistente
cuando se redactó.
Posteriormente, el Real Decreto 2818/1998, desarrolló con más detalle
el sector. Dicha norma fue modificada por el Real Decreto 436/2004, y
ya empezaba a cambiar la normativa muy rápidamente.
Fue con la publicación del Real Decreto 661/2007 con el que se inició
el boom de las energías renovables en España. En él se clasificaron
todas las fuentes de energía en régimen especial de explotación. Así, la
presente instalación solar fotovoltaica sobre cubierta se encuadra
dentro del tipo b.1.1, clasificación que será heredada en futuras
legislaciones.
Desde el punto de vista de dar salida a la energía producida, se
establecen dos posibilidades: ceder la electricidad al sistema a cambio
de una tarifa regulada y única en todos los periodos, o vender la
electricidad en el mercado organizado de producción a un precio
negociado por el titular de la instalación, completado con una prima en
c€/kWh.
El real decreto establece una tarifa fija y su valor, que se
actualiza todos los años en función de la inflación. Esta tie-ne el
valor de 44,0381 c€/kWh los primeros 25 años de vida de la instalación y
de 35,2305 c€/KWh los restantes.
Se estableció otro criterio de revisión, que permitía que estos
precios pudieran no ser estables, decretando un cupo que en el caso de
la solar fotovoltaica era del 85% del objetivo de referencia en potencia
instalada (371 MW). Si se alcanzaba este 85%, se revisarían las tarifas
(art. 22.1).
Según la CNE, en septiembre de 2008 había instalada una capacidad
fotovoltaica inscrita de 316 MW, un aumento del que se hacen eco en el
resto del mundo. Esto se traduce en que el precio pagado por la prima a
la fotovoltaica no guarda relación con la aportación de este tipo de
energía al mix energético nacional; es cuatro veces superior el coste al
aporte energético.
Figura
8. Evolución del término de energía para instalaciones de menos de 100
kW en las distintas regulaciones aplicables a la energía producida en
régimen especial, desde la entrada en vigor del RD 661/2007 hasta el fin
de las primas a las tecnologías productoras en régimen especial con la
entrada en vigor del RD 1/2012.
Ante esta explosión, casi incontrolada, la Administración reaccionó,
tarde y mal, con la publicación del Real Decreto 1578/2008, en el que
segregó las instalaciones en función de su tipología, unas en cubierta o
tipo I, divididas estas a su vez en función de la potencia instalada y
otras en suelo o tipo II. De todas ellas, las primeras fueron las más
beneficiadas. Las primas se situaban en 0,34 €/ kWh para instalaciones
sobre cubierta de menos de 20 kW y 0,32 €/kWh para el resto, lo que
finalmente representa una revisión de la tarifa del 10% a la baja
respecto a la primera legislación. La instalación sobre la que se
realiza el presente estudio queda encuadrada dentro del tipo I.2.
Aparece una figura nueva que es el cupo de nueva capacidad, que
establece convocatorias trimestrales hasta que este se cubra, con un
precio del kWh para estos proyectos (registro de preasignación de
retribución, art. 4). El cupo se estipula año a año en función de la
evolución del mercado.
En el artículo 10.2 se establece el fin de un tipo de instalaciones
que se agrupaban uniendo servicios y componentes comunes para abaratar
costes, pero que en el aspecto administrativo eran de distintos
propietarios, conocidas como los huertos solares. A partir de esta
legislación, se agrupan por referencias catastrales. Finalmente, la
suerte quiso que la coyuntura económica mundial se alineara con los
intereses de los propietarios, ya que la bajada de los ingresos por la
prima se compensó con una bajada del precio de los distintos componentes
fotovoltaicos, principalmente causada por la entrada en producción del
mercado chino.
A principios de siglo el precio de coste de cada vatio pico instalado
se situaba en los 3,7 euros, mientras que el mismo producto en 2015 se
podía pagar a 0,46 €/Wp y todavía está bajando ligeramente (Huerta S,
2015).
Después de solamente dos años de estabilidad legislativa, en
noviembre de 2010, apareció el Real Decreto 1565/2010, que vino a dar
otra vuelta de tuerca a los ingresos generados por producción de energía
eléctrica en régimen especial, estableciendo una reducción de la tarifa
del 75% en las instalaciones de tipo I.2 y situando la bonificación por
kWh en 0,24 €/KWh. Además, en el ánimo de corregir picarescas en
instalaciones sobre cubierta y acercar la producción al punto de
consumo, decreta que la cubierta que sustenta la instalación
fotovoltaica ha de poseer un suministro de, al menos, el 25% de la
potencia generada.
Poco más de un mes después se publicó el Real Decreto 14/2010, que
viene a ser la reacción del Gobierno al aumento del denominado déficit
tarifario por el sector eléctrico y en el que plan-tea medidas para
corregirlo. En cuanto a las instalaciones fotovoltaicas en régimen
especial, limita las horas de funcionamiento de las instalaciones cuya
energía generada se retribuía a tarifa, lo que se traduce en un recorte
del 30% de los beneficios garantizados anterior-mente. Otra modificación
importante de este real decreto viene a corregir el Real Decreto
1565/2010, extendiendo la retribución preferente en tres años, a mayores
de los veinticinco de la regulación anterior, de tan solo dos meses
antes.
Tabla 3. Cargo transitorio para la energía auto consumida en €/kWh.
Con la entrada de un nuevo Gobierno, se publicó el Real Decreto 1/2012, que venía a suspender los procesos de
asignación de retribución y los incentivos
económicos para nuevas instalaciones
de producción en régimen especial
de explotación. Así en el artículo 3 suprime
las tarifas reguladas, primas y límites
previstos en el RD 661/2007. Además,
se elimina el complemento por eficiencia
y de energía reactiva (figura 8).
A partir de la entrada en vigor de
esta legislación, el precio de venta de la
energía eléctrica producida, con las llamadas
tecnologías en régimen especial,
pasa a ser el precio de mercado para las
nuevas instalaciones, dando por finalizado
el que se podría llamar boom de las
renovables en España. Las instalaciones
fotovoltaicas, dadas de alta en régimen
especial, en la fecha de entrada en vigor
de esta legislación, seguirán disfrutando
de la prima hasta cumplir los 28 años de
su puesta en funcionamiento.
La producción de energía eléctrica
a baja escala, en este caso fotovoltaica,
empieza a no ser tan rentable en
cuanto a su venta, por lo que se abre
un nuevo camino, el autoconsumo, con
la posibilidad de verter los excedentes
de producción a la red y de surtirse de
ella en momentos de demanda. Aparece
un nuevo y muy polémico concepto, el
peaje de respaldo.
El consumidor acogido a esta modalidad
de autoconsumo deberá pagar
un cargo transitorio por la energía autoconsumida
procedente de la instalación
de generación conectada en el interior
de su red. Este cargo, llamado peaje de
respaldo, incluye los gastos que el sistema
genera al ofrecerle el servicio de
conectarse a la red de distribución en
el caso de que su producción no cubra
su demanda y que son el peaje de
acceso de transporte y distribución,
cargos asociados al coste del sistema
eléctrico y los cargos correspondientes
a los servicios de ajustes de Red
Eléctrica, así como los pagos por capacidad.
Básicamente, es un precio que
es obligatorio abonar por tener la red
de distribución en la puerta de su casa
y utilizarla en los momentos en los que
se precise. Están determinados por real
decreto, pero se echa en falta una labor
didáctica por parte del Ministerio, ya
que estos cargos no están justificados
contablemente y han generado una gran
respuesta social.
Por el resto de la energía consumida
deberá pagar el peaje de acceso y otros
precios que resulten de aplicación de
acuerdo a la normativa en vigor o una
tarifa regulada.
Para consolidar esta nueva situación,
se publica el Real Decreto 900/2015.
En lo que a la instalación objeto de este
estudio se refiere, la define como de tipo
2, produciendo pero a su vez conectada
a la red y, por supuesto, dada de alta en
el registro administrativo de instalaciones
de producción de energía eléctrica
conectadas en el interior de su red. Estas
instalaciones deben cumplir como
requisitos más importantes que la suma
de las potencias de generación sea
igual o inferior que la potencia contratada
por el consumidor, en este caso 30
kW generados por 100 kW contratados.
Administrativamente, el propietario
de la instalación productora ha de
suscribir un contrato de acceso con la
distribuidora de la zona o con una comercializadora.
Además, los del tipo 2
han de suscribir otro contrato para los
servicios auxiliares de producción, que
puede ser el mismo en el caso de tratarse
del mismo titular y que la potencia
generada no exceda de 100 kW.
En lo referente a la instalación objeto
del presente trabajo, se utilizará el autoconsumo
con objeto de rebajar el término
de potencia, que actualmente penaliza
económicamente al titular y vierte el
excedente a la red de distribución, lo que
obliga a calibrar la instalación en función
de las necesidades de consumo.
La metodología para el cálculo de los
cargos transitorios al autoconsumo viene
definida en este real decreto, si bien
es cierto que dentro de lo poco amable
que es la legislación en este campo, este
real decreto tiene un suplemento que no
facilita nada su comprensión y posterior
aplicación. En primer lugar, cabe decir
que el peaje de respaldo, como viene
llamándose popularmente, siempre se
calcula a partir de dos términos, el término
variable de la energía autoconsumida
y el cargo fijo de potencia.
El término variable de la energía autoconsumida
se aplica para toda energía
producida y consumida en la instalación
y, por lógica, será la energía generada
menos los excedentes vertidos a la red
de distribución. En la tabla 3 se detalla
el valor económico de este concepto,
en primer lugar con la publicación del
Real Decreto 900/2015, de 9 de octubre,
y más adelante con la publicación
de la Orden IET/2735/2015, de 17 de
diciembre. Cabe destacar que de la
publicación de una norma a la otra se
produce un descenso del 10% aproximadamente
en el precio del kWh (tabla
3) (figura 9).
Figura 9. Esquema de la instalación de autoconsumo.
Figura 10. Comparativa del gasto energético de la empresa en función del tipo de facturación elegido (€-año).
Figura
11. Evolución comparada de la media aritmética del término de potencia
en los tres periodos de las tarifas 3.1 A y 3.0 A (€/kW y año).
La otra pata para el cálculo del peaje
de autoconsumo la constituye el término
fijo o de potencia. Este se aplica a todas
las instalaciones tanto del tipo 1 como
del tipo 2 y es el resultado de la diferencia
entre la potencia de aplicación de
cargos (potencia requerida por la instalación
del consumidor en un periodo tarifario)
y la potencia que facturar según
los peajes correspondientes. A modo de resumen, parece que este cargo no
será nunca de aplicación más que para instalaciones de más de 100 kWp
instalados o que cuenten con baterías.
En el presente caso, una instalación de tipo 2 de 30 kW de potencia
instalada y sin baterías, respecto a las opciones que ofrece el real
decreto se opta por no instalar un contador en el circuito de consumo,
por lo que la potencia de aplicación de cargos la definirá el contador
bidireccional de la compañía eléctrica, situado en el punto frontera y
que mide la energía demandada de la red. De este modo, el cargo fijo de
potencia será siempre igual a cero.
En cuanto a los excedentes vertidos a la red de distribución, se
venderán en el mercado de generación de electricidad al precio que
cotice a cada hora. A los beneficios obtenidos por su venta se les debe
restar el impuesto de generación para productores eléctricos, que
asciende al 7% del valor de la energía vendida. Cierto es que en la
presente instalación habrá poca energía excedentaria, ya que se ha
diseñado para que esto no ocurra.
Facturación esperada en las distintas propuestas realizadas
Una vez analizada la instalación y la legislación aplicable, se
procede a realizar una previsión de la facturación en las distintas
tarifas a las que se puede acoger el titular, para decidir la
alternativa más rentable:
– Tarifa 3.0 A (baja tensión).
– Tarifa 3.1 A (alta tensión).
– Tarifa 3.0 A con un aporte fotovoltaico de 30 kW.
En cuanto a la instalación fotovoltaica, se debe tener en cuenta, de
cara a los cálculos realizados, que se considera como si la instalación
se realizara en cada periodo legislativo. Así, en el 2008 la instalación
calculada sería con los precios de 2008, en 2010 con los precios de
2010 y así sucesivamente. De otra manera, una instalación efectuada al
amparo del Real Decreto 661/2007, tendría una remuneración del kWh
cerrada durante 25 años, con lo que no daría una idea realista de la
evolución de los precios de la energía fotovoltaica en España (figuras
10 y 11).
Conclusiones
Una vez realizado el estudio real y objetivo de las posibles facturaciones, se pueden extraer las siguientes conclusiones:
- El precio de la energía en España ha sufrido dos grandes subidas en
los últimos años. En primer lugar, el término de energía aumentó en
2010 el 27% para suministros en baja tensión (tarifa 3.0 A) y el 73,3%
si se trata de suministros en alta tensión con la tarifa 3.1 A. Por otra
parte, el término de potencia aumentó en el año 2012 el 42,5% para
contratos en alta tensión (tarifa 3.1 A) y el 62,2% para baja tensión
(tarifa 3.1 A).
- Para un mismo suministro, como el estudiado, la facturación en alta
tensión tradicionalmente ha sido más económica que la facturación en
baja tensión. Esta afirmación, si bien es cierta, tiene matices. En 2008
el kWh de la tarifa 3.1 A era el 37% más económico que en la tarifa 3.0
A, lo que hacía que si una inversión media de montaje de un centro de
transformación con su acometida y aparamenta se situaba en los 50.000 €,
esta retornaba en 13 años (se debe tener en cuenta que siempre que se
cita una amortización, se trata de amortización simple, sin considerar
interés alguno del capital invertido; solamente el periodo de retorno de
la inversión).
- Si los mismos cálculos se hacen a partir de 2011, cuando la
diferencia del precio del KWh pasa del 37% al 7,2%, la rentabilidad de
la nueva instalación se sitúa en los 39 años, lo que convierte el cambio
en no recomendable.
- La instalación fotovoltaica, analizando solo parámetros de consumo y
no de inversión inicial, es rentable en todo el recorrido histórico.
Cierto es que la rentabilidad es espectacular si el montaje se hubiera
realizado en el periodo normativo comprendido entre los años 2008 y
2011, pero en el periodo normativo actual, esa rentabilidad sitúa el
gasto en energía consumida el 25% más barata que con la tarifa 3.0 A y
el 19% más económica que la consumida con la tarifa 3.1 A.
- Tanto la venta de la energía excedentaria como la aplicación del
novedoso peaje de respaldo, en este caso, no representan una cuantía
elevada. Esto se debe a que la instalación que se plantea tiene el
tamaño suficiente para rebajar el término de potencia sin llegar a
penalizar económicamente por otros conceptos. Se pone en evidencia la
importancia de las fases de estudio y de proyecto de la instalación, del
cálculo real y objetivo en función de las necesidades del suministro. A
juicio de los autores y para el caso actual, los cargos aplicados al
autoconsumo no son un factor que haya que tener en cuenta a la hora de
decidir la realización de una instalación como la propuesta.
- El coste de la instalación fotovoltaica que se propone para esta pyme varía entre los 100.000 euros de 2008 y los
20.000 euros de 2015. Esto hace que una instalación realizada en 2008
se rentabilizara en nueve años, teniendo en cuenta que era una energía
primada.
Con los mismos cálculos realizados en 2015, la inversión inicial
sería de 20.000 euros, que se tardaría en recuperar algo más de cuatro
años.
- La espectacular bajada de precios de los componentes hace pensar
que, al inicio de la expansión de la energía fotovoltaica en España, se
legisló sobre una tecnología no madura, lo que daba unas rentabilidades
apoyadas en las primas a la energía producida hasta el punto de ser más
rentable vender toda la producción que consumirla en la propia
instalación. Actualmente, el desarrollo de los componentes necesarios ha
alcanzado una madurez importante, lo que también ha repercutido en la
rentabilidad.
- La recomendación que un gestor energético haría para el suministro
estudiado debería ser la instalación de paneles fotovoltaicos hasta
completar los 30 kW de potencia instalada, con lo que se conseguiría
bajar el consumo de la red de distribución, pero sobre todo disminuiría
el término de potencia y, con ello, las penalizaciones pagadas por
superar la potencia contratada, situando el ahorro en el 25% de la
factura energética actual.
Referencias
Normativas
Real Decreto 3275/1982, de 12 de noviembre, sobre condiciones
técnicas y garantías de seguridad en centrales eléctricas, subestaciones
y centros de transformación.
Orden de 5 de septiembre de 1985, por la que se establecen normas
administrativas y técnicas para funcionamiento y conexión a las redes
eléctricas de centrales hidroeléctricas de hasta 5.000 KVA y centrales
de autogeneración eléctrica.
Real Decreto 2818/1998, de 23 de diciembre, sobre producción de
energía eléctrica por instalaciones abastecidas por recursos o fuentes
de energía renovables, residuos y cogeneración.
Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre, por el que se regulan las
actividades de transporte, distribución, comercialización, suministro y
procedimientos de autorización de instalaciones de energía eléctrica.
Real Decreto 1164/2001, de 26 de octubre, por el que se establecen
tarifas de acceso a las redes de transporte y distribución de energía
eléctrica.
Resolución de 12 de febrero de 2004, de la Secretaría de Estado de
Energía, Desarrollo Industrial y Pequeña y Mediana Empresa, por la que
se aprueba un conjunto de procedimientos de carácter técnico e
instrumental necesarios para realizar la adecuada gestión técnica del
Sistema Eléctrico.
Real Decreto 436/2004, de 12 de marzo, por el que se establece la
metodología para la actualización y sistematización del régimen jurídico
y económico de la actividad de producción de energía eléctrica en
régimen especial.
Real Decreto 1634/2006, de 29 de diciembre, por el que se establece la tarifa eléctrica a partir de 1 de enero de 2007.
Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial.
Real Decreto 1110/2007, de 24 de agosto, por el que se aprueba el
reglamento unificado de puntos de medida del sistema eléctrico.
Orden ITC/3860/2007, de 28 de diciembre, por la que se revisan las tarifas eléctricas a partir del 1 de enero de 2008.
Real Decreto 1578/2008, de 26 de septiembre, de retribución de la
actividad de producción de energía eléctrica mediante tecnología solar
fotovoltaica para instalaciones posteriores a la fecha límite de
mantenimiento de la retribución del Real Decreto 661/2007, de 25 de
mayo, para dicha tecnología (vigente hasta el 14 de julio de 2013).
Orden ITC/3801/2008, de 26 de diciembre, por la que se revisan las tarifas eléctricas a partir del 1 de enero de 2009.
Orden ITC/1659/2009, de 22 de junio, por la que se establece el
mecanismo de traspaso de clientes del mercado a tarifa al suministro de
último recurso de energía eléctrica y el procedimiento de cálculo y
estructura de las tarifas de último recurso de energía eléctrica.
Real Decreto 485/2009, de 3 de abril, por el que se regula la puesta
en marcha del suministro de último recurso en el sector de la energía
eléctrica.
Real Decreto 1565/2010, de 19 de noviembre, por el que se regulan y
modifican determinados aspectos relativos a la actividad de producción
de energía eléctrica en régimen especial.
Real Decreto-ley 14/2010, de 23 de diciembre, por el que se
establecen medidas urgentes para la corrección del déficit tarifario del
sector eléctrico.
Orden ITC/3353/2010, de 28 de diciembre, por la que se establecen los
peajes de acceso a partir de 1 de enero de 2011 y las tarifas y primas
de las instalaciones del régimen especial.
Real Decreto 1699/2011, de 18 de noviembre, por el que se regula la
conexión a red de instalaciones de producción de energía eléctrica de
pequeña potencia.
Orden IET/3586/2011, de 30 de diciembre, por la que se establecen los
peajes de acceso a partir de 1 de enero de 2012 y las tarifas y primas
de las instalaciones del régimen especial.
Real Decreto Ley 1/2012, de 27 de enero, por el que se procede a la
suspensión de los procedimientos de pre asignación de retribución y a la
supresión de los incentivos económicos para nuevas instalaciones de
producción de energía eléctrica a partir de cogeneración, fuentes de
energía renovables y residuos.
Orden IET/290/2012, de 16 de febrero, por la que se modifica la Orden
ITC/3860/2007, de 28 de diciembre, por la que se revisan las tarifas
eléctricas a partir del 1 de enero de 2008 en lo relativo al plan de
sustitución de contadores.
Real Decreto 1718/2012, de 28 de diciembre, por el que se determina
el procedimiento para realizar la lectura y facturación de los
suministros de energía en baja tensión con potencia contratada no
superior a 15 kW.
INFORME
Orden IET/221/2013,
de 14 de febrero, por la que se establecen los peajes de acceso a partir
de 1 de enero de 2013 y las tarifas y primas de las instalaciones del
régimen especial.
Real Decreto Ley 9/2013, de 12 de julio, por el que se adoptan
medidas urgentes para garantizar la estabilidad financiera del sistema
eléctrico.
Orden IET/1491/2013, de 1 de agosto, por la que se revisan los peajes
de acceso de energía eléctrica para su aplicación a partir de agosto de
2013 y por la que se revisan determinadas tarifas y primas de las
instalaciones del régimen especial para el segundo trimestre de 2013.
Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del sector eléctrico; modificada por
la Ley 3/2014, de 27 de marzo, por la que se modifica el texto
refundido de la Ley General para la Defensa de los Consumidores y
Usuarios y otras leyes complementarias (disposición final undécima).
Real Decreto 1047/2013, de 27 de diciembre, por el que se establece
la metodología para el cálculo de la retribución de la actividad de
transporte de energía eléctrica.
Real Decreto 1048/2013, de 27 de diciembre, por el que se establece
la metodología para el cálculo de la retribución de la actividad de
distribución de energía eléctrica.
Resolución de 21 de enero de 2014, de la Presidencia del Congreso de
los Diputados, por la que se ordena la publicación del Acuerdo de
Convalidación del Real Decreto Ley 17/2013, de 27 de diciembre, por el
que se determina el precio de la energía eléctrica en los contratos
sujetos al precio voluntario para el pequeño consumidor en el primer
trimestre de 2014.
Orden IET/75/2014, de 27 de enero, por la que se regulan las
transferencias de fondos, con cargo a las empresas productoras de
energía eléctrica, de la cuenta específica de la Comisión Nacional de
los Mercados y la Competencia al Instituto para la Diversificación y
Ahorro de la Energía, en el año 2013, para la ejecución de las medidas
del Plan de Acción de Ahorro y Eficiencia Energética 2011-2020, y los
criterios para la ejecución de las medidas contempladas en dicho plan.
Orden IET/107/2014, de 31 de enero, por la que se revisan los peajes de acceso de energía eléctrica para 2014.
Resolución de 31 de enero de 2014, de la Dirección General de
Política Energética y Minas, por la que se revisa el coste de producción
de energía eléctrica y los precios voluntarios para el pequeño
consumidor.
Resolución de 5 de febrero de 2014, de la Dirección General de
Política Energética y Minas, por la que se fija el precio medio de la
energía que aplicar en el cálculo de la retribución del servicio de
gestión de la demanda de interrumpibilidad ofrecido por los consumidores
que adquieren su energía en el mercado de producción durante el primer
trimestre de 2014.
Orden IET/107/2014, de 31 de enero, por la que se revisan los peajes de acceso de energía eléctrica para 2014.
Real Decreto 216/2014, de 28 de marzo, por el que se establece la
metodología de cálculo de los precios voluntarios para el pequeño
consumidor de energía eléctrica y su régimen jurídico de contratación.
Resolución de 14 de mayo de 2014, de la Dirección General de Política
Energética y Minas, por la que se determina el valor del término DIFp
que aplicar por los comercializadores de referencia en la facturación
del consumo correspondiente al primer trimestre de 2014 a los
consumidores a los que hubieran suministrado a los precios voluntarios
para el pequeño consumidor.
Resolución de 23 de mayo de 2014, de la Dirección General de Política
Energética y Minas, por la que se establece el contenido mínimo y el
modelo de factura de electricidad.
Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, por el que se regula la
actividad de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de
energía renovables, cogeneración y residuos.
Orden IET/1045/2014, de 16 de junio, por la que se aprueban los
parámetros retributivos de las instalaciones tipo aplicables a
determinadas instalaciones de producción de energía eléctrica a partir
de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos.
Real Decreto 900/2015, de 9 de octubre, por el que se regulan las
condiciones administrativas, técnicas y económicas de las modalidades de
suministro de energía eléctrica con autoconsumo y de producción con
autoconsumo.
Orden IET/2735/2015, de 17 de diciembre, por la que se establecen los
peajes de acceso de energía eléctrica para 2016 y se aprueban
determinadas instalaciones tipo y parámetros retributivos de
instalaciones de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de
energía renovables, cogeneración y residuos.
Real Decreto 56/2016, de 12 de febrero, por el que se transpone la
Directiva 2012/27/UE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 25 de
octubre de 2012, relativa a la eficiencia energética, en lo referente a
auditorías energéticas, acreditación de proveedores de servicios y
auditores energéticos y promoción de la eficiencia del suministro de
energía.
Publicaciones
CNE. Boletín mensual de indicadores eléctricos y económicos; Madrid, septiembre de 2013.
CNE. Informe de supervisión del mercado minorista de electricidad, julio 2011-junio 2012; Madrid, 12 de abril de 2013.
CNMC. Informe sobre los resultados de la liquidación provisional nº
11 de 2013. Sector eléctrico. Periodo de facturación: de 1 de enero al
30 de noviembre de 2013, Madrid, 14 de enero de 2014.
CNE. Informe sobre el sector energético español, parte I. Medidas
para garantizar la sostenibilidad económico-financiera del sistema
eléctrico, Madrid, 7 de marzo de 2012.
CNE. Informe sobre el sector energético español, parte III. Medidas
sobre los mercados mayoristas de electricidad; Madrid, 7 de marzo de
2012.
CNE. Informe sobre el sector energético español, parte V. Medidas
sobre los mercados minoristas de gas y electricidad; Madrid, 7 de marzo
de 2012.
CNE. Resumen y conclusiones del informe de supervisión de la CNE
sobre la verificación del efectivo consentimiento del consumidor en el
cambio de suministrador en 2010; Madrid, 18 de julio de 2013.
CNE. informe 23/2013 de la CNE solicitado por la Secretaría de Estado
de Energía sobre el Proyecto de RD por el que se regulan los mecanismos
de capacidad e hibernación y se modifican determinados aspectos del
mercado de producción de energía eléctrica; Madrid, 12 de septiembre de
2013.
CNMC. Boletín mensual de indicadores eléctricos de noviembre de 2013; Madrid, 9 de enero de 2014.
CNMC. Resultados de la XXIV subasta TUR electricidad. Cuarto trimestre de 2013; Madrid, 2013.
CNMC. Informe sobre el desarrollo de la 25ª subasta Cesur previsto en
el artículo 14.3 de la orden ITC/1659/2009, de 22 de junio; Madrid, 7
de
enero de 2014.
Cuatrecasas Goncalves P. Nota monográfica, Energía, Madrid, diciembre 2013;
www. cuatrecasas.com.
Herrero Sinovas M, Barroso I. Manual de tarificación eléctrica, 3ª edición, Valladolid, enero de 2013.
Huerta Asenador S. La energía solar, a un paso de ser tan barata como
los combustibles fósiles. Expansión; 20 de abril de 2015, Madrid.
Mendoza Losana, AI. Guía breve para la aplicación de la Orden de
Renovables; http://www. gomezacebo-pombo.com/index.php/es/
conocimiento/analisis/item/1620-gu%C3%ADabreve-para-la-aplicaci%C3%B3n-de-la-orden-derenovables
MIBEL. Información mensual del MIBEL diciembre 2013; Consejo de Reguladores; Madrid, enero de 2014.
OMEL. Instrucción 1/2007. Procedimiento para permitir la entrega
física de energía asociada a contratos de futuros negociados en el
mercado a plazo gestionado por OMIP-OMIClear, de conformidad con la
disposición transitoria única de la orden/ITC/3990/2006, de 28 de
diciembre, por la que se regula la contratación a plazo de energía
eléctrica por los distribuidores en el primer semestre de 2007; Madrid,
28 de febrero de 2007.
Red Eléctrica de España, el sistema eléctrico español, avance del informe 2014, Madrid, diciembre de 2014.
Reseau de Transport de Electricité (RTE); Sustainable development; Report 2012.
Reseau de Transport de Electricité (RTE); Bilan électrique 2014; París, 29 de enero de 2015.
Direcciones web
OMIE. http://www.omie.es/inicio Visitada el 23 de mayo de 2016,
BOE.es - Agencia Estatal Boletín Oficial del Estado.
http://www.boe.es/ Visitada el 23 de mayo de 2016.
FACUA. Cádiz alerta sobre las visitas a los domicilios de comerciales de empresas de electricidad.
https://www.facua.org/es/noticia.php?Id=8214 Visitada el 23 de mayo de 2016.
La Nueva Crónica. http://www.lanuevacronica.com/ Visitada el 23 de mayo de 2016.
Red Eléctrica de España.
http://www.ree.es/es/ Visitada el 23 de mayo de 2016.
Main Tables Eurostat. http://ec.europa.eu/eurostat/ web/energy/data/main-tables Visitada el 23 de mayo de 2016.
