UNEF espera que se instalen 7,4 GW de autoconsumo para el año 2030

“Las caras de preocupación de hace un año se han transformado hoy en sonrisas”, afirmó José Donoso, director general de Unión Española Fotovoltaica (UNEF), ante una sala llena de asistentes a la jornada técnica para analizar el Real Decreto 244/2019 de Autoconsumo que tuvo lugar el 22 de mayo en Madrid. En concreto, más de 250 participantes. “Hemos tenido que solicitar una sala más amplia en tres ocasiones cuando ya pensábamos que no se inscribiría nadie más”, dijo a pv magazine el equipo de UNEF en el descanso del café de la jornada.

El director de UNEF declaró que, en la hoja de ruta hacia la transición energética del Gobierno, fijada en el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) a 2030, debe existir “un objetivo específico” para la generación distribuida del autoconsumo fotovoltaico, “con un equivalente al 20% de la nueva potencia”. Es decir, el 20% de los 37 GW de potencia fotovoltaica que recoge el PNIEC para el año 2030 deberían ser de autoconsumo, lo que supone 7,4 GW. Las cifras actuales son difíciles de calcular: Solarwatt España presentó en marzo el primer Observatorio Español del Autoconsumo Fotovoltaico Residencial en España. Ernesto Macías, director general de la compañía, afirmó que, “aunque es difícil saberlo con precisión, se estima que hay en nuestro país alrededor de 10.000 instalaciones residenciales de autoconsumo frente a los 1.600.000 hogares en Alemania o los 800.000 en Reino Unido”, y podrían instalarse unos 1.500 MW en este sector en los próximos 3 años.

Donoso también insistió en la necesidad de agilizar los trámites de las distintas administraciones para superar la sobreexigencia de requisitos existente actualmente y superar las barreras administrativas. “Nos encontramos con la situación de requisitos administrativos diferentes en cada Comunidad Autónoma”, dijo. En ese sentido, según él, las administraciones deberían jugar tres papeles para facilitar el desarrollo del autoconsumo: hacer que las tramitaciones sean sencillas, dar ejemplo en sus propios edificios y comunicar a la sociedad sus beneficios. “La formación y la información son dos de los desafíos del autoconsumo”.

Y hay más retos: algunos de gran complejidad, como las normas de acceso y conexión o el reparto dinámico de excedentes. También insistió en la necesidad de invertir en las redes de baja tensión para adaptarlas, “porque pasan de ser unidireccionales a bidireccionales”.

“La transición energética es la principal palanca para reindustrializar España”, dijo Donoso, antes de ceder la palabra al director general del Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía, Joan Herrera, quien también opina que, al apostar por el autoconsumo, “no solo aprovechamos la oportunidad, sino que socializamos la oportunidad. El usuario tiene que estar en el centro del sistema para que los beneficios no queden solo en manos de unos pocos”.

Precisamente  la Asociación Nacional de Productores de Energía Fotovoltaica (Anpier) señalaba la semana pasada que la actual ultraconcentración de la propiedad de instalaciones fotovoltaicas en España nos hará perder una oportunidad única de redistribución de riqueza solar. Si bien Anpier se refería sobre todo a la generación fotovoltaica a gran escala, tanto Herrera como Donoso hablaron de que la política ha de ayudar a acercar el autoconsumo a las familias vulnerables, “porque no puede ser solo para la gente que se lo pueda permitir”.

Pero no solo de cara a los más vulnerables, sino en general, deben reducirse los términos de potencia en España, que se encuentran entre los más altos de Europa. “La tarifa eléctrica tiene que acompañar la transición ecológica a través de la reducción del término de potencia”, dijo Herrera.

La vicepresidente de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), María Fernández, anunció que la normativa de acceso y conexión se aprobará próximamente. En concreto, dijo que “la comisión lanzará la circular en dos semanas”. “Los detalles [que están ultimando ahora] son la parte complicada de este asunto”, añadió.

También anunció que “está previsto establecer peajes para pagar los costes del sistema”, en relación con la necesidad de mejorar la red. “Hay que hacer una red inteligente y que se adapte a las nuevas formas de consumir”.

Finalmente, hizo un llamamiento a los actores del sector para que “se hagan alegaciones a la circular de acceso y conexión” que “se tendrán en cuenta”.

El subdirector adjunto de la Dirección General de Política Energética y Minas del Ministerio para la Transición Ecológica, Rafael Aranda Gallego, expuso novedades, como la exención de permisos de acceso y conexión para la instalaciones sin excedentes y aquellas con excedentes de hasta 15 kW en suelo urbano. O que, en lugar de medir la generación y el consumo, lo que implicaría tener dos contadores, se mida el saldo, lo que requiere un único medidor en el punto frontera.

Señaló también algunos de los puntos más complejos que quedan por resolver, como determinar si se utilizan mecanismos con coeficientes estáticos o dinámicos para el reparto de los excedentes de producción. “Esto no se acaba aquí, es un punto de partida”, dijo.

Carlos Montoya Rasero, Jefe del Departamento Solar del Instituto de Diversificación y Ahorro energético (IDAE), alegró a los participantes cuando anunció que el IDEA publicará y mantendrá actualizada la Guía de tramitación administrativa del autoconsumo, que ha elaborado junto con Eneragen. “Estará dirigida al público general y, más específicamente, a los instaladores”, añadió.

Ya existe una versión preliminar a la espera de la regulación autonómica de cada comunidad. Opina que es necesaria una unificación, pues algunas Comunidades Autónomas tienen trámites muy complejos.

Rosalía Rivas Saiz, del Departamento de Fiabilidad del Sistema Eléctrico de Red Eléctrica de España, detalló las propuestas de Modificación de Procedimientos de Operación del sistema eléctrico, y explicó la diferencia entre una instalación de generación frente a una de producción.

También mencionó alegaciones al RD de implementación de códigos de red, que es la reglamentación propia de España a la normativa europea Reglamento UE2016/631, que se aplicó en España el pasado mes de abril.

Explicó que la ubicación de nuestro país en una península dificulta su interconexión. No obstante, “España cuenta con un centro de control pionero a nivel mundial para la integración segura de renovables”, añadió.

Helena Badger, abogada de Holaluz especializada en autoconsumo, habló de las posibilidades que el RD abre al autoconsumo compartido. El 64% de la población de España vive en bloques de viviendas, por lo que un criterio de reparto dinámico “podría servir, por ejemplo, para que un participante de un autoconsumo compartido pueda vender los excedentes mientras que otro participante pueda simplemente compensarlos”. ¿Cuáles son los próximos pasos? Según Badger, la reprogramación de oficio de los contadores frontera para que registren la energía exportada; la definición de criterios de reparto de kWh dinámicos que permitan que solo se vierta energía a la red en el caso de que el consumo agregado de todos los consumidores sea inferior a la energía generada; y la unificación y simplificación de trámites de Registro Autonómico.

En la misma ponencia, Irma Soldevilla y Juli Fernandez presentaron casos de estudio de autoconsumo compartido en viviendas sociales de Barcelona (dos en modo autoconsumo compatido y multicontador y otra promoción con instalación fotovoltaica conectada a contador único).

Por parte de Ontier, Pablo Enrile, director del departamento mercantil, realizó una distinción entre “titularidad” y “propiedad” de la planta de autoconsumo de cara a la estructuración de la inversión. Dependiendo de si promotor y consumidor son la misma persona, hay diferentes opciones de financiación. Algunos promotores, de hecho, se plantean sustituir un PPA por un contrato de prestación de servicios o un contrato de eficiencia energética.

Vera Pereira, Gerente de Energías Renovables y Eficiencia Energética de Triodos Bank, presentó el proyecto piloto “Reduce tus emisiones”, una web lanzada por el banco que propone 2 niveles de actuación: consumir energía renovable (autoconsumo, comercializadora verde) y compensar las emisiones de CO2 (que la misma web calcula con los datos que introduce el usuario).

Triodos Bank es el banco que más proyectos fotovoltaicos ha financiado en España en 2018 (hay que considerar que el número de proyectos no está relacionado con el tamaño de los mismos), y ofrece un préstamo personal a empresas para autoconsumo cuyas condiciones estándar son:

• Importe: 10.000 – 200.000 €, y cubre hasta el 80% inversión.
• Plazo: hasta 8 años.
• Tipo de interés: fijo 5%.
• Comisión de apertura: 1%
• Garantías: sin garantías reales ni hipotecarias. Fondos de cobertura: NO.
• Desembolsos: 2 (inicial y final).

Por su parte, Jaime Abad, Director de Estrategia y Comercialización Digital de Liberbank, afirmó que el sector energético será cada vez más relevante en la economía española, que se va a desacelerar a pesar de que creció un 2,5% en 2018. 
”El elevado nivel de radiación solar en España, el también elevado coste de la energía, el incentivo para cumplir objetivos de reducción de emisiones  y el impacto que tendría en la disminución de la dependencia energética del exterior son algunos de los factores que pueden favorecer el desarrollo de proyectos de eficiencia energética”, afirmó. No obstante, la financiación al autoconsumo presenta los siguientes retos:

• Integrar la financiación en el proceso de venta de la instalación para no impactar negativamente en la experiencia de usuario.
• Minimizar el impacto de la nueva instalación en la estructura de costes del cliente.
• Gestionar el riesgo de obsolescencia tecnológica a lo largo del periodo de financiación de la instalación.
• Identificar garantías crediticias asequibles que permitan reducir el coste de la financiación.
• Lograr flexibilizar los pagos de la financiación para acoplarlos lo máximo posible a la variabilidad del consumo del cliente y de la generación de la instalación.
• Ofrecer alternativas de financiación basados en los nuevos modelos de economía colaborativa.

Endesa e Iberdrola dieron la visión de las distribuidoras ante la nueva normativa. Ante la complejidad de las nuevas medidas y los desarrollos pendientes de implementación, pidieron calma. Gabriel Tévar Bartolomé, Subdirector de Regulación de Endesa, afirmó que la empresa ha participado en mesas de trabajo organizadas por UNEF como la de Andalucía, donde han sido pioneros en tramitación telemática, lo que les ha ayudado a identificar problemas y avanzar. “Existe un plazo de unos tres meses para que las distribuidoras, comercializadoras y comunidades autónomas adapten formatos y protocolos de comunicación, y un mes más para que distribuidoras y comercializadoras se adapten”. “Hay que ir paso a paso, empezando por lo fácil”, dijo Álvaro Ryan, Responsable de Regulación de Iberdrola, “y ya evolucionaremos según la experiencia”. También hizo un llamamiento para acabar con la especulación, pues “concedemos permisos a todos los que lo solicitan y mucho no hacen nada con él”; e insistió en acabar con posibles recelos recalcando la neutralidad de la distribuidora en el autoconsumo. “El distribuidor no pierde con al AC”, dijo. Algunos asistentes preguntaron si se podría cobrar ya por los excedentes de instalaciones de autoconsumo, y ambos respondieron que sí, “al menos los modalidades más sencillas debería poder hacerlo”.

Ernesto Macías, director general de Solarwatt España, insistió en no confundir el balance neto con el autoconsumo, y tituló “Independence Day” su presentación acerca del almacenamiento con el nuevo RD, pues la batería permite llegar a entre un 80 y un 90% de independencia, y precisamente en nuestro país la rentabilidad neta se sitúa entre el 6-8%.

“Para una instalación residencial, es más adecuado no buscar compensación”, añadió. En California, los precios de producción han bajado enormemente durante el día, y quién sabe si en España pasará los mismo en 10 años.

“El futuro del suministro energético es descentralizado, descarbonizado y digital”, dice Stefan Quandt, propietario de Solarwatt.

Pablo Sarrasín, director técnico de Suministros Orduña, dijo que la motivación del 52,2% de los clientes que optan por el autoconsumo es ahorrar en la factura.

Por ello, diferenció entre potencia y energía, dos términos de facturación diferentes, al igual que Heerera, del IDEa, había afirmado anteriormente que “la tarifa eléctrica tiene que acompañar la transición ecológica a través de la reducción del término de potencia.

¿Hasta dónde se puede reducir la factura eléctrica con el nuevo RD 244/2019? Hay tres posibilidades:

1. Actuación contra el término de energía con una instalación FV similar a la potencia de los consumos instantáneos para evitar verter excedentes a la red: la inversión es baja, pero la reducción del importe de la factura es muy limitada.
2. Actuación contra el término de energía buscando compensación excedentes máxima (buscar la reducción máxima del término de energía vía compensación con una gran instalación): en este cas, la factura puede reducirse hasta en un 60%, pero la inversión es media-alta y no se “actúa contra la potencia”.
3. Actuación contra el término de potencia y el término de energía con objetivo de minimizar la factura eléctrica usando baterías. La reducción de la factura eléctrica puede ser de hasta un 90% (término de energía casi nulo y potencia minimizada), y la inversión económica es media-alta.

Finalmente, Carlos González González, Coordinador General de Hacienda en el Ayuntamiento de Madrid, describió la situación actual autoconsumo en Ayuntamiento (el Ayuntamiento de Madrid es titular de 70 instalaciones fotovoltaicas, 65 de ellas de autoconsumo, con una potencia instalada de 1.200 kW); los requisitos para la tramitación administrativa municipal FV (según el tipo de proyecto técnico, el procedimiento ordinario podrá ser común o abreviado; y el plazo resolución de 2 meses frente a 3 meses); y detalló los beneficios fiscales municipales:

• Bonificación del 50% en el IBI por la instalación de placas solares en el caso de inmuebles de uso residencial y bonificación del 25% en el IBI por la instalación de placas solares en el caso de inmuebles de no uso residencial (uso terciario)
• Bonificación del 95% en el ICIO correspondiente a las obras para la instalación.