LA HISTORIA EN ESPAÑA DEL AUTOCONSUMO CON EXCEDENTES COMPENSADOS

En el Winter package está la directiva 2018/2001 cuyo artículo 21 sobre autoconsumidores de energía renovables incluye el siguiente mensaje:

“Los Estados miembros garantizarán que los autoconsumidores de energías renovables, de manera individual o mediante agregadores, tengan derecho a:

1. generar energía renovable, incluido para su propio consumo, almacenar y vender su excedente de producción de electricidad renovable,”

Un mensaje que ha sido posible desarrollar partiendo ya de un entorno normativo maduro:

• El RD 1955/2000 que regula las actividades de producción, transporte, distribución de energía eléctrica y el RD 1699/11 que regula instalaciones de producción de pequeña potencia. Ambos establecen los requisitos técnicos que la instalación debe cumplir dependiendo de si la potencia contratada es superior a 100 kW o no. Además establecen el procedimiento de conexión y acceso. Es más en el 1699/11 ya se establece la obligación de regular el suministro de energía producida en el interior de la red de un consumidor para su propio consumo.
• El RD 842/2002 de instalaciones de Baja Tensión, el RD 337/2014 de instalaciones de Alta Tensión y el RD 1110/2007 de puntos de medida.
• Ley 24 / 2013, del Sector Eléctrico que recoge la definición de autoconsumo en el artículo 9 como consumo de energía eléctrica proveniente de instalaciones de generación conectadas en el interior de una red de un consumidor o a través de una línea directa de energía eléctrica asociada a un consumidor y distingue varias modalidades de autoconsumo.
• El RD 9/2013 creado por el ministerio de energía para el registro administrativo de autoconsumo de energía eléctrica.
• El RD 413/2014 que regula la producción mediante energías renovables.

Un entorno normativo muy sólido si se concibe el sistema como una red convencional donde el sentido de la energía es uno: desde la generación se transporta a los puntos de consumo. Un entorno que se enfoca en la relación de productores con REE y con los distribuidores. No queda claro el proceder para un consumidor con respecto a su comercializadora y a los distribuidores. Y esto se complica más con el RD 900/2015 donde se regula el autoconsumo. El RD 900/2015 fue un texto difícil de comprenderé, en cuanto regula las condiciones administrativas, técnicas y económicas del autoconsumo. En teoría era un texto motivado por el desarrollo de la generación distribuida, pero intentando minimizar los posibles impactos negativos de la misma. Bajo esta premisa de reducir el impacto negativo, el RD 900 /2015 provocó un freno para las energías renovables como se detalle en el blog “Self Consumption, Spain strikes back”. Tomando como referencia las instalaciones fotovoltaicas nos encontramos con 3 grandes trabas como que:

• El proceso de legalización de instalaciones era más costoso, y sobretodo mucho más complejo a nivel burocrático.
• En la modalidad de autoconsumo tipo 1, el mismo titular del punto de suministro tiene que ser el titutal de todas las instalaciones de generación. Aspecto más polémico del RD, ya que bloqueaba la posibilidad de tener una instalación fotovoltaica de autoconsumo en una comunidad de vecinos, que alimente a las viviendas de cada vecino. La única posibilidad es tener una instalación fotovoltaica comunitaria para alimentar los servicios comunes de la comunidad de vecinos. Además este punto no permitía que empresas de servicios energéticos pudiesen ofrecer instalaciones de autoconsumo a consumidores domésticos.
• Todas las instalaciones de autoconsumo deberán pagar el impuesto por la energía generada y autoconsumida sin que ésta pise en ningún momento la red de distribución eléctrica. El conocido “Impuesto al Sol” o peaje de respaldo, es decir cargos asociados a los costes del sistema eléctrico y por otros servicios del sistema. La justificación para gravar la energía autoconsumida era precisamente el servicio de soporte o back-up que da el sistema eléctrico para asegurar que el autoconsumidor pueda seguir cubriendo sus consumos comprando energía a la red eléctrica cuando no hay sol. Una falacia, visto que el respaldo al sistema ya lo están pagando todos los consumidores por la energía consumida, nunca ahorrada, por medio de dos conceptos incluidos en nuestra factura eléctrica: termino de potencia y pagos por capacidad.

Tras tres años de reivindicaciones a la Administración por parte de profesionales del sector, en especial en energía solar, y por parte de los potenciales consumidores, el gobierno elimina el “Impuesto al Sol”. Con el RDL 15/2018 desaparece un impuesto muy criticado en Europa y que, en la práctica, se demostró inviable por falta de reglamento específico. Además, con el RDL 15/2018, artículo 9, se aportan modificaciones a la Ley 24/2013 de 26 de diciembre del Sector Eléctrico y del RD 900/2015 que por fin aclaran las dudas y responden a la mayoría de las peticiones que se venían demandando:

• Se reconoce el derecho a autoconsumir energía eléctrica sin cargos; de igual modo, se reconoce el derecho al autoconsumo compartido, y se introduce el principio de simplificación administrativa y técnica.
• Las instalaciones de producción no superiores a 100 kW de potencia asociadas a modalidades de suministro con autoconsumo con excedentes estarán exentas de la obligación de inscripción en el registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica.
• La energía autoconsumida de origen renovable estará exenta de todo tipo de cargos y peajes.
• Las instalaciones sin vertido a red de hasta 100 kW se ejecutarán de acuerdo a lo establecido en el Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión.
• La sanción máxima será la mayor de entre las dos cuantías siguientes: el 10% de la facturación anual por consumo de energía eléctrica o el 10% de la facturación por la energía vertida a la red.
• Se introduce la aplicación del llamado balance neto tal que: “…reglamentariamente podrán desarrollarse mecanismos de compensación simplificada entre déficits de los autoconsumidores y excedentes de sus instalaciones de producción asociadas”.

Aún con estos cambios conseguidos faltaron dos cuestiones por resolver:

• Análisis, reducción o anulación del “término fijo” de la factura eléctrica, un concepto por el que el usuario paga mensualmente más del 50% de la factura eléctrica, independientemente del consumo eléctrico que tenga su vivienda.
• El RD 15/2018 indica claramente que la “energía vertida a red” debe tener su compensación. Sin embargo, está pendiente la creación del procedimiento a emplear para esta compensación de la energía vertida a la red, el llamado balance neto.

La cuestión de la compensación fue abordada gracias el RD 244/2019. Es más, es él primer texto que aclara la normativa de autoconsumo fotovoltaico en España.

RD 244/2019: RECORDATORIO DE LAS CLAVES DEL NORMATIVA

Como tratado en el anterior blog sobre autoconsumo, el RD 244/2019 completa el marco regulatorio impulsado por el RDL 15/2018. La normativa resalta tres grandes ejes:

1. Reduce y simplifica los trámites administrativos, especialmente en el caso de los pequeños autoconsumidores (instalaciones de hasta 15kW o de hasta 100kW, en caso de autoconsumo sin excedentes).
2. Introduce la figura del autoconsumo colectivo de tal forma que varios consumidores puedan asociarse a una misma planta de generación, repartiendo la energía con coeficientes fijos, lo que permitirá, con un proceso sencillo para el cliente, proyectos de autoconsumo con un mayor aprovechamiento de la energía.
3. Explica una variante del balance neto, es decir de la compensación de la energía producida y no consumida en instalaciones de 100 kW máxima bajo el concepto de “compensación simplificada de los excedentes “.

Es en este tercer punto que Magnus quiere enfocar su atención, para que el lector tenga una clara visión de los beneficios que el RD 244/2019 ha aportado a los consumidores. La diferencia entre la anterior compensación “balance neto” y la nueva definición del RD 244/2019 básicamente radica en que, en el primero la energía excedentaria de nuestras placas solares se contabilizaría y compensaría vatio a vatio, es decir por cada vatio vertido a la red se puede recuperar un vatio de la red eléctrica cuando se necesite. En el sistema propuesto en este último RD, mientras, esta compensación no va a ser vatio a vatio, si no que va a ser una compensación económica por vatio vertido que se descontará de la factura eléctrica.

Pudiendo ser un autoconsumo individual o colectivo, existen diferentes modalidades de suministro con autoconsumo que se pueden acoger a la compensación:

Recordamos que, en el régimen económico con compensación simplificada, la energía horaria excedentaria será compensada dependiendo de:

• Si tenemos un contrato de suministro con una comercializadora libre, será valorada al precio horario acordado entre las partes. A este respecto, parece normal que el precio pactado se corresponda con el precio horario del pool menos un pequeño margen de gestión por parte de la comercializadora.
• Si tenemos un contrato de suministro al PVPC con una comercializadora de referencia, será valorada al precio medio horario, Pmh; obtenido a partir de los resultados del mercado diario e intradiario en la hora h, menos el coste de los desvíos CDSVh, definidos en los artículos 10 y 11 del RD216/2014.

Es importante subrayar que, en ningún caso, el valor económico de la energía horaria excedentaria podrá ser superior al valor económico de la energía horaria consumida de la red en el periodo de facturación, el cual no podrá ser superior a un mes. Además, la energía excedentaria no pagará el peaje a la generación ni su valor económico estará sujetos al Impuesto sobre el Valor de la Producción de Energía Eléctrica (impuesto del 7%).

En otras palabras, la energía excedentaria únicamente compensa la parte correspondiente al coste de la energía que forma parte del término de energía (pool más otros costes no regulados). La energía consumida a la red tiene un mayor valor que la generada, por cuanto a la primera se le adicionan ciertos costes, tales como el servicio de interrumpibilidad, pagos por capacidad y otros servicios de ajuste.

Añadir que, en el caso del autoconsumo colectivo, el RD también abre la puerta a que un consumidor pueda aprovechar los excedentes de su vecino y coparticipe de autoconsumo, si éste no está consumiendo su parte proporcional de energía. La fórmula de autoconsumo compartido abre la puerta a la implantación de coeficientes de reparto dinámicos. Esto significa que la energía que se genere en un sistema compartido se podrá compartir entre los usuarios en función de quién esté consumiendo en cada momento, y por tanto un mejor aprovechamiento de la instalación.

LA FACTURA PARA EL AUTOCONSUMIDOR FV CON EXCEDENTES Y COMPENSACIÓN

A continuación un ejemplo numérico del mecanismo de compensación simplificada para autoconsumidor individual con excedentes y con compensación que muestra IDAE en la Guía de tramitación del autoconsumo:

Instalación con las siguientes características:

En el ejemplo, se ha supuesto que al final de periodo el consumidor ha reducido de 400 kWh a 280 kWh ya que el resto se lo ha dado la instalación de autoconsumo. Por otro lado, se han generado 380 kWh de excedentes en ese mismo periodo que se han podido compensar según la información del encargado de lectura. A cada hora el distribuidor realiza un saldo neto horario entre los consumos red y los excedentes, de manera que en una hora solo podrá haber excedentes o consumos de red, independientemente de los flujos reales de energía que se hayan producido en esa hora.

PROTOCOLOS DE LA COMUNIDAD, DISTRIBUIDORA Y COMERCIALIZADORA

El RD también establece plazos al Operador del Sistema y la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) muy relevantes en lo que a la aplicación del mecanismo de compensación e instrumentación del autoconsumo se refiere:

• El Operador del Sistema deberá mandar en un mes una propuesta de modificación de los procedimientos de operación del sistema y del Reglamento de puntos de medida que sean necesarios para la adaptación al RD.
• En tres meses, la CNMC establecerá la adaptación de formatos y protocolos de comunicación entre distribuidoras, comercializadoras y CCAA en todo lo relativo a este RD.
• Las distribuidoras y comercializadoras dispondrán de un mes para la adaptación de sus sistemas desde la aprobación de las normas que se deriven de los dos puntos anteriores.

Por un lado, la  CNMC ya ha publicado la resolución con los protocolos de comunicación necesarios para que las empresas distribuidoras y comercializadoras de electricidad puedan hacer los cálculos.

La CNMC ha aprobado un nuevo formato de ficheros de intercambio de información entre comunidades y ciudades autónomas y distribuidores eléctricos para la remisión de información sobre el autoconsumo eléctrico. En base al RD 244/2019, las CCAA remitirán la información de las altas, bajas o modificaciones de los autoconsumos para que el distribuidor pueda modificar de oficio los contratos de acceso de los consumidores y simplificar así el trámite al consumidor cuando la instalación sea menor de 100 kW. Para ello han aprobado el formato A1 que se puede ver en el anexo 1 de la resolución INF/DE/092/19 y en el sitio del “Cambio de Comercializador” en la web de la CNMC. En dicha resolución se introduce el código de autoconsumo (CAU) y sus variantes en función de si es individual o colectivo.

A continuación un ejemplo el flujograma de las comunicaciones o mensajes que se intercambian los agentes afectados en base al archivo A1 para la modificación de una instalación de autoconsumo en BT y <100kW (Como consecuencia del REBT -reglamente electrotécnico para baja tensión-: vía instalador)

En conclusión, a partir de ahora, las distribuidoras, cuando reciban información sobre las altas, bajas o modificaciones de los autoconsumos, estarán obligadas a modificar «de oficio» los contratos de acceso de los consumidores para instalaciones con generación sea menor de 100 kW.

Como consecuencia de otro mandato en otro Real Decreto, el 20 de diciembre de 2016, la CNMC realiza constantes actualizaciones en las tablas maestras, tablas explicativas y las estructuras XSD de los mensajes establecidos en función de las necesidades operativas. Conforme a lo dispuesto en el Real Decreto 244/2019, 5 de abril, la CNMC adaptó los formatos y ficheros para desde el día 7 de agosto de 2019 los distribuidores y comercializadores pudieran intercambiar información estandarizada sobre autoconsumo.

Por otro lado, los mecanismo para aplicar el autoconsumo con excedentes y compensación ya son públicos con la resolución del 09 de noviembre 2019 de la CNMC y con la resolución del 11 de diciembre de 2019 de la secretaria del Estado  para adaptar procedimientos operativos del sistema.  De estas resoluciones se interpreta que la comercializadora deberá prestar atención en la compra en OMIE de los puntos con autoconsumo. La comercializadora deberá estimar la energía que puedan consumir y producir dichos puntos de autoconsumo con el fin de restar el autoconsumo al programa y no generar desvíos. Por lo tanto, las comercializadoras que trabajen con este tipo de autoconsumidores tendrán que adquirir menos energía, realizando unos pagos inferiores por la misma asociados fundamentalmente con el precio del mercado mayorista o pool gestionado por OMIE, pero debiendo soportar el resto de costes (como pagos por capacidad, interrumpibilidad, restricciones…) por el total de energía consumida por sus clientes en barras de central sin tener en cuenta el descuento de los excedentes.

Así mismo, se considera el comercializador responsable de balance de la energía horaria excedentaria de los consumidores acogidos al mecanismo de compensación simplificada. Para que la comercializadora pueda actuar como sujeto de liquidación responsable de balance, los distribuidores deben comunicar al Operador del Sistema la información de las instalaciones de producción que están acogidas al mecanismo de compensación simplificada (el comercializadora y duración de la relación). En ese momento, según apartado 11.2 b): “En los casos a y b anteriores, el distribuidor asignará la energía horaria excedentaria o, en el caso de autoconsumo colectivo, la energía horaria excedentaria individualizada de cada CUPS, a la unidad de compra del comercializador asociado a ese CUPS”. Es decir, que en el caso de excedentes con compensación simplificada no hay que crear una unidad de programación a aparte.  Es más, en la modalidad de compensación simplificada no se pueden vender los excedentes en el mercado por lo que no se requerirá para ellos una unidad de programación. REE indicó una modificación en la fórmula de desvíos para que se tenga en cuenta los excedentes en la actividad de consumo de la comercializadora y que puedan saldarse los desvíos tal que:

DESV = (MEDBCu + MEDACSSPu – PHLu)

Donde:

• MBCu= Medida elevada a barras de central de cada unidad de producción o de adquisición u, según lo establecido en el apartado 14.2.
• MEDACSSPu= En su caso, medida, con valor positivo, de los excedentes de autoconsumidores asignados la unidad de compra u, conforme a lo dispuesto en el P.O. 14.8.
• PHLu= Programa horario liquidado de cada de cada unidad de producción o de adquisición u, según lo establecido en el apartado 14.1.

Esto deberá ser tenido en cuenta en la unidad de compra de la cartera de la comercializadora.  En otras palabras, la comercializadora también tendrá que estimar los posibles excedentes para restarlos a su programa de compra en OMIE. Una resta que puede llegar a 0 en ciertas horas si su cartera presenta un volumen muy alto de autoconsumidores individuales con excedentes acogidos a la modalidad de compensación simplificada o autoconsumidores colectivos.

El 11 de diciembre de 2019, salió la resolución de la Secretaría de Estado de Energía, por la que se aprueban determinados procedimientos de operación para su adaptación al RD 244/2019, de 5 de abril, por el que se regulan las condiciones administrativas, técnicas y económicas del autoconsumo de energía eléctrica pero seguimos pendientes de que se aprueben otros procedimientos. En concreto nos queda por ver cómo el desarrollo de coeficientes de reparto dinámicos para autoconsumo colectivo a través de red y como el valor del peaje de proximidad para los autoconsumidores a través de red de distribución. Un peaje que puede redefinir el payback de las instalaciones fotovoltaicas. Aún así, podemos decretar que ya están todos los elementos bien definidos para adentrarnos en la aventura del autoconsumo fotovoltaico.

Marta Merodio | Energy Consultant