rocedimientos pendientes y descoordinación entre la CNMC, el Ministerio, Red Eléctrica, distribuidoras y ayuntamientos dificultan el cobro de excedentes

En abril, se aprobó un decreto que ha propiciado el despegue del sector pero dejó pendientes de desarrollo varias cuestiones de procedimiento

27/10/2019 - 21:29h

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Instalacion de autoconsumo.

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Un año después de la derogación del denominado impuesto al sol del PP, y cuando han pasado seis meses desde la aprobación de un Real Decreto para facilitar el despegue del autoconsumo, cobrar por los excedentes derivados de la energía no consumida que generan estas instalaciones es todavía una tarea casi imposible en España.

"Ahora mismo se tienen que dar una serie de carambolas", resume el empresario del sector de las renovables y experto en energía Jorge Morales de Labra, que alude a "un problema de descoordinación" y a "cuestiones procedimentales de mucho detalle que todavía hay que ajustar" y que conciernen a las comunidades autónomas, a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), al Ministerio para la Transición Ecológica, a Red Eléctrica y a las distribuidoras de electricidad.

El pasado abril, el Gobierno aprobó el Real Decreto 244/2019, por el que se regularon las condiciones administrativas, técnicas y económicas del autoconsumo de energía eléctrica para propiciar el despegue de esta tecnología. La norma habilitaba la figura del autoconsumo colectivo para fomentarlo en comunidades de propietarios o polígonos industriales, reducía los trámites administrativos, especialmente en el caso de los pequeños autoconsumidores; establecía un mecanismo simplificado de compensación de la energía autoproducida y no consumida y abría la puerta a permitir compensar excedentes entre vecinos de una misma comunidad.

Sin embargo, varias previsiones normativas que contemplaba el decreto no se han cumplido. La norma establecía que, para hacer efectivo el denominado "mecanismo de compensación simplificada" de los excedentes de energía, "en un plazo no superior a un mes" desde su entrada en vigor, el operador del sistema (Red Eléctrica) debía remitir a la Secretaría de Estado de Energía una propuesta de modificación de los procedimientos de operación del sistema eléctrico. Ese procedimiento está pendiente de publicarse.

Asimismo, antes de tres meses desde la entrada en vigor del decreto, la CNMC debía adaptar los "formatos y protocolos de comunicación entre las empresas distribuidoras, comercializadoras y comunidades autónomas y ciudades de Ceuta y Melilla, en todo lo concerniente a este real decreto". El organismo sacó a consulta pública en agosto sendas propuestas de resolución, pero todavía no están en vigor.

También está pendiente la creación de un registro administrativo de autoconsumo de energía eléctrica de ámbito estatal previsto en ese decreto y que, si bien tenía únicamente fines estadísticos (el anterior registro estatal que creó el PP fue anulado por el Tribunal Constitucional en 2017 porque invadía competencias autonómicas). 

"Si el registro no funciona nadie me paga los excedentes; es necesario para poder liquidar la energía", dice De Labra, cuya empresa (Próxima Energía) ha logrado esta semana, tras muchas dificultades, emitir las primeras facturas con compensación de excedentes fotovoltaicos para un cliente en la Comunidad de Madrid.

Fuentes del ministerio señalan que se están ultimando las especificaciones técnicas de este registro estatal, para el que es necesario un sistema informático que permita a las comunidades autónomas volcar los datos de sus respectivos registros de instalaciones, ya que la inscripción de las plantas es competencia autonómica. Pero todavía no hay fecha para su puesta en marcha.

"En lo que al Gobierno respecta, dentro de sus competencias, se trabaja por facilitar la implantación del autoconsumo de acuerdo con la nueva normativa", indican desde Transición Ecológica.

La problemática va más allá de las atribuciones del ministerio y, mientras la CNMC mueve ficha, algunas distribuidoras eléctricas (no todas) están remitiendo voluntariamente los datos para poder liquidar la energía excedentaria y reflejar el correspondiente descuento en la factura. Pero "otras se niegan hasta que esos protocolos no estén en el BOE", resume un experto del sector.

"La realidad es que la compensación de excedentes no existe; hay comercializadoras que están vendiendo una cosa parecida pero eso es un trampantojo; y están pagando mucho menos de lo que sería el precio de mercado", dice otro experto, que afirma que "muchas comunidades autónomas están denegando puntos de conexión, aun tratándose de microinstalaciones, y bloqueando la venta de excedentes".

A escala municipal, añade este experto, "los ayuntamientos van por libre y no lo tienen claro: no hay homogeneización para un trámite que no implica tocar la estructura de los edificios, pero hay ayuntamientos a los que les basta con una declaración responsable y otros que exigen que se haga una obra mayor, y eso va por pleno municipal, cuando es algo parecido a instalar un aparato de aire acondicionado".

Pablo Corredoira, socio director de la consultora Haz Energía, especializada en el ámbito del sector fotovoltaico y del autoconsumo, cree que "se está haciendo bastante en este área pero todavía hay muchas trabas que hay que superar". "Las normas van mucho más rápido que la adaptación de los distintos agentes a ellas". En opinión de este experto, cuya firma ha tramitado unos ocho MW de autoconsumo este año, el decreto de Acceso y Conexión, en fase de borrador desde hace meses, "va a permitir clarificar mucho las cosas" y podría propiciar una simplificación de trámites.

Calibrar el boom

El registro estatal de instalaciones de autoconsumo que Transición Ecológica tiene previsto implantar va a estar destinado al "seguimiento de la actividad de autoconsumo de energía eléctrica, desde el punto de vista económico y su impacto en la sostenibilidad económica del sistema eléctrico, al igual que su incidencia en el cumplimento de los objetivos de energías renovables y en la operación del sistema".

Permitirá por tanto calibrar el alcance del boom de estas instalaciones durante 2018, tras años de retraso de España con respecto a otros países con una regulación más proclive como Portugal, Alemania o Reino Unido, por citar los más cercanos.

A día de hoy, no hay datos de cuántos megavatios (MW) de autoconsumo hay instalados en España. La patronal UNEF prevé la instalación de hasta 400 MW este ejercicio, lo que prácticamente duplicaría los 235 que calcula que se instalaron en 2018. Lo que es seguro es que hay ya varios miles de instalaciones en marcha. Una de las empresas más activas, Holaluz (que ha anunciado su salida a Bolsa para finales de noviembre), ha asegurado que cerrará este año con unas 1.900 instalaciones en funcionamiento.

REE intensifica el bloqueo masivo de nuevas renovables para frenar la especulación

 El grupo dispara la criba proyectos y ya ha tumbado 46.200 MW, la mitad de los que estaban pendientes de recibir la autorización para conectarse a la red eléctrica.

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Un parque eólico en Valladolid. D. P.

Red Eléctrica de España (REE) se ha lanzado a pinchar la burbuja en el sector de las renovables. El grupo, encargado de gestionar las solicitudes para conectarse a la red de alta tensión, ha puesto en marcha una auténtica criba masiva de proyectos de nuevas renovables en un momento en que el aluvión de peticiones de enganche a la red desbordaba ya todas las previsiones.

REE ha denegado ya la solicitud de acceso a la red de proyectos que acumulan una potencia de 46.200 megavatios (MW), según los datos hasta final de septiembre a los que ha tenido acceso El Independiente. El proceso de depuración de los proyectos se ha disparado en los últimos meses: sólo en septiembre la compañía tumbó 8.400 MW y desde junio ha rechazado permisos solicitados de 27.600 MW.  

Para calibrar la magnitud de la criba emprendida: sólo en los últimos cuatro meses REE ha rechazado peticiones que prácticamente igualan la de todas las renovables actualmente en funcionamiento en todo el país. España cuenta ahora con plantas renovables con una potencia de algo más de 32.000 megavatios (MW) operativas, con 24.000 MW en parques eólicos, otros 5.900 MW en plantas fotovoltaicas y 2.300 MW de termosolar.

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Desde Red Eléctrica se subraya que las razones para denegar estas autorizaciones son técnicas, y las causas que se esgrimen ante los solicitantes para justificar los rechazos son mayoritariamente que “no haya capacidad en el nudo solicitado” o que “se solicita acceso en una subestación no incluida en la planificación vinculante”. En el sector energético se da por hecho que REE se ha lanzado a hacer una depuración para frenar la burbuja que se avecinaba.

Más renovables que todas las previstas hasta 2030

España vivirá un auténtico boom renovable en la próxima década con la instalación de nuevas plantas de energías limpias. El plan del Gobierno para reducir las emisiones de efecto invernadero contempla la construcción de unos 55.000 megavatios (MW) de nuevas renovables hasta 2030, desde los 32.000 MW actuales.

Sin embargo, las solicitudes de conexión superan ya con mucho esas magnitudes. Red Eléctrica ha concedido el permiso de acceso preliminar a proyectos con 91.300 MW y aún tiene estudio el permiso de otros 43.400 MW. Entre los autorizados y los que aún se evalúa la autorización suman proyectos de 134.700 MW, mucho más del doble de toda la nueva potencia verde prevista por el Gobierno para 2030.

El gran problema -aunque desde REE se evita utilizar públicamente ese término para describir la situación del sector renovable- es que una parte sustancial de las solicitudes no cuentan con un proyecto real para construir una planta energética.

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La Comisión Nacional de los Mercados y de la Competencia (CNMC) estima también que una “proporción significativa” de las peticiones de enganche no cuentan con proyectos viables reales que los respalden (su cálculo es que por cada proyecto viable se han solicitado dos o tres permisos que no lo son) y que hasta dos terceras partes de ellos renunciarán a continuar con la tramitación del permiso de acceso a la red.

Especulación con la reventa de permisos

En este contexto, en el sector de las energías limpias está proliferando la especulación. Conseguir una conexión a la red eléctrica sufre una preocupante situación de cuello de botella y los permisos para hacerlo –pese a que Red Eléctrica los reparte gratuitamente- se han convertido ya en un activo con los que las empresas hacen negocio y por los que se pagan cantidades disparatadas en la reventa.

De hecho, se están revendiendo por entre 100.000 y 200.000 euros por megavatio de potencia del proyecto, en función del grado del proceso de solicitud. Un fenómeno que está atrayendo a actores que sólo buscan especular con los permisos o simplemente con las solicitudes de acceso.

El sector renovable está a la espera de que salga adelante la nueva regulación de acceso y conexión a la red, empantanada por el choque entre la CNMC y el Gobierno. La CNMC propone aprobar una circular que obligue a que la solicitud de conexión a la red incluya información técnica detallada para confirmar que está respaldada por un proyecto con suficientes visos de viabilidad y que la modificación de determinadas características del proyecto consideradas clave (la tecnología de generación, la ubicación del punto de conexión…) obligue a una nueva solicitud. El Gobierno considera que el borrador de la CNMC invade algunas de sus competencias y aún deben discernir entre ambos el choque.

La instalación de sistemas solares fotovoltaicos en hogares, edificios comerciales e instalaciones industriales está programada para despegar en los próximos cinco años, transformando la forma en que se genera y consume electricidad, dijo el lunes la Agencia Internacional de Energía.

El pronóstico para la energía fotovoltaica distribuida es el foco del informe de mercado de Renovables 2019 de la AIE.

El informe pronostica que la capacidad de energía renovable total del mundo crecerá en un 50% entre 2019 y 2024.

Este aumento de 1.200 gigavatios, equivalente a la capacidad de energía total actual de los Estados Unidos, está impulsado por reducciones de costos y esfuerzos concertados de políticas gubernamentales. La energía solar fotovoltaica representa el 60% del aumento.

 La participación de las energías renovables en la generación mundial de energía aumentará del 26% actual al 30% en 2024.

El crecimiento esperado se produce después de que las adiciones de capacidad renovable se estancaron el año pasado por primera vez en casi dos décadas. Sin embargo, la expansión renovada sigue muy por debajo de lo que se necesita para cumplir con los objetivos mundiales de energía sostenible.

"Las energías renovables ya son la segunda fuente de electricidad más grande del mundo, pero su despliegue aún necesita acelerarse si queremos alcanzar objetivos a largo plazo de clima, calidad del aire y acceso a la energía", dijo el Dr. Fatih Birol, director ejecutivo de la AIE.

El informe destaca los tres desafíos principales que deben superarse para acelerar el despliegue de las energías renovables:

• Incertidumbre política y regulatoria;
• Altos riesgos de inversión; y
• Sistema de integración de energía eólica y solar fotovoltaica.

La energía fotovoltaica distribuida representa casi la mitad del crecimiento en el mercado global de energía solar fotovoltaica hasta 2024. Contrariamente a la sabiduría convencional, las aplicaciones comerciales e industriales dominan el crecimiento de la energía fotovoltaica distribuida, lo que representa las tres cuartas partes de las nuevas instalaciones en los próximos cinco años.

Esto se debe a que las economías de escala combinadas con una mejor alineación del suministro FV y la demanda de electricidad permiten un mayor autoconsumo y mayores ahorros en las facturas de electricidad en los sectores comercial e industrial.

Aún así, la cantidad de sistemas de techos solares en los hogares se duplicará a unos 100 millones para 2024, y los principales mercados per cápita para ese año se pronostican en Australia, Bélgica, California, los Países Bajos y Austria.

"A medida que los costos continúan bajando, tenemos un incentivo creciente para acelerar el despliegue de la energía solar fotovoltaica", dijo el Dr. Birol.

El costo de generar electricidad a partir de sistemas fotovoltaicos solares distribuidos ya está por debajo de los precios minoristas de electricidad en la mayoría de los países. La AIE pronostica que estos costos disminuirán entre un 15% y un 35% más para 2024, lo que hará que la tecnología sea más atractiva y estimule la adopción en todo el mundo.

Sin embargo, el informe advierte que se necesitan reformas importantes de políticas y tarifas para garantizar que el crecimiento de la energía fotovoltaica distribuida sea sostenible. El crecimiento no administrado podría afectar los mercados de electricidad al aumentar los costos del sistema, desafiar la integración de la red de energías renovables y reducir los ingresos de los operadores de red.

Al reformar las tarifas minoristas y adaptar las políticas, las empresas de servicios públicos y los gobiernos pueden atraer inversiones en energía fotovoltaica distribuida, al tiempo que aseguran suficientes ingresos para pagar los activos de la red fija y aseguran que la carga de costos se distribuya de manera justa entre todos los consumidores, según el informe.

Investigadores de 15 centros, empresas y universidades europeos –entre ellos cinco españoles– trabajan para conseguir aumentar la duración de las baterías de los coches eléctricos y lograr su comercialización instalándolas en los PHEV (vehículo híbrido eléctrico enchufable) y FEV (100% eléctricos). El proyecto es el único en Europa que pretende lograr la integración de las baterías de Litio-sulfuro en los PHEV.

La limitada autonomía de los vehículos eléctricos es uno de los principales escollos en su evolución. El proyecto Alise, de cuatro años de duración (inició su andadura en junio de 2015) busca acabar con este inconveniente, y para ello, sus integrantes están trabajando en el desarrollo de una batería de litio-azufre (Li-S) con una capacidad de hasta 500Wh/kg, más del doble de la que se consiguen actualmente, que no supera los 210Wh/kg (en baterías de ion-litio). De esta manera, se dobla la cantidad de kilómetros que estos vehículos pueden recorrer con una sola carga.



En declaraciones a Energías Renovables, Enrique Castaño, investigador del centro tecnológico Ceit IK4 –uno de los integrantes del consorcio– explica que este proyecto ha conducido a la fabricación de varios prototipos de baterías basadas en celdas de Li-S, además de toda la electrónica y el software de control. 

Los investigadores de este centro, de la Universidad de Navarra, se han centrado en concreto en monitorizar la degradación de la batería mediante sensores embebidos y el desarrollo de algoritmos que permitan la correcta gestión de las baterías.

Los otros participantes españoles en el proyecto son Leitat, Ficosa, Idneo (los tres catalanes) y Seat. Por su parte, la compañía inglesa Oxis (https://oxisenergy.com/), está inmersa en la comercialización de esta tecnología, ya que uno de los objetivos del proyecto es que tenga un coste asequible para lograr su introducción en el mercado.


El proyecto Alise está financiado por la Unión Europea dentro del programa Horizon 2020 y cuenta con un presupuesto de 7 millones de euros. Se trata del único en Europa que pretende lograr la integración de las baterías de Litio-sulfuro en los PHEV.