DOCUMENTO PARA EL DEBATE: La Paridad de Red Eléctrica y el Balance Neto

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1 DOCUMENTO PARA EL DEBATE: La Paridad de Red Eléctrica y el Balance Neto Francisco Laverón Responsable de Coordinación y Estudios de la Dirección de Regulación de IBERDROLA 14 de marzo de 2012

2 La Paridad de Red Eléctrica y el Balance Neto Este artículo pretende explicar dos conceptos que están surgiendo con fuerza últimamente en el sector eléctrico español y que están relacionados con el autoconsumo, la paridad de red y el balance neto, así como hacer unas reflexiones sobre su posible desarrollo. Para ello, se explica primero qué es la generación distribuida, con sus ventajas y desventajas frente a la generación tradicional. Posteriormente, se explica el concepto de paridad de red y sus diferentes tipos y se hace una reflexión sobre las implicaciones de la actual estructura de tarifas eléctricas en España. En tercer lugar, se explica qué es el balance neto y qué implicaciones tiene para el sistema eléctrico. Finalmente, se hacen unas valoraciones finales a modo de resumen y conclusiones. 1. La generación distribuida Con carácter general, los sistemas eléctricos constan de grandes centrales de generación (carbón, gas, hidráulicas, nucleares, etc.) que vierten la energía producida a la red de transporte, pasa a las redes de distribución y llega a los consumidores. El flujo de la energía es unidireccional y las plantas de generación normalmente están alejadas de los centros de consumo. Frente a este modelo, se está hablando últimamente con cierta fuerza de la generación distribuida, en el que las centrales de generación son de reducido tamaño, están conectadas a las redes de distribución y situadas más cerca del consumo. Yendo más allá, se plantea el autoconsumo, donde los propios consumidores (hogar, empresa o ente público) instalarían pequeños generadores, microgeneradores, en sus instalaciones que producirían parte o toda la electricidad que necesitan para su propio consumo. Sistema de generación tradicional Autoconsumo 2

3 Diferentes tecnologías permiten generar electricidad a pequeña escala en los centros de consumo. A continuación citaremos las principales según su energía primaria: Generación con hidrocarburos: motor de combustión interna o microturbinas de gas. Renovables: las más utilizadas son las placas fotovoltaicas, aunque también existen pequeñas turbinas eólicas. Pilas de combustible: utilizan hidrógeno como fuente de energía, aunque todavía es una tecnología en fase experimental. El principal desarrollo de la generación distribuida ha provenido tradicionalmente de llevar suministro eléctrico a puntos alejados o de difícil acceso para la red de distribución. En estos casos, es mucho más económico instalar un pequeño generador en los puntos de consumo alejados que construir las redes de transporte o distribución que permitan suministrarse de un sistema eléctrico con grandes centrales. Esto, además, es posible porque el desarrollo de instalaciones de generación de reducido tamaño no requiere de grandes inversiones, por lo que puede ser realizado por los propios consumidores. Además de esta razón de tipo económico, la generación distribuida presenta otro tipo de ventajas, como la reducción de pérdidas en las redes de transporte o distribución, al estar conectadas estas instalaciones en puntos cercanos al consumo. Adicionalmente, la generación distribuida renovable contribuye a cumplir objetivos de menores emisiones de CO2 y a reducir la dependencia energética exterior. Por el contrario, la generación distribuida presenta dos desventajas principales: a) es una generación cuyo control no está centralizado en el operador del sistema y que depende de las circunstancias de sus titulares (al ser instalaciones privadas, son sus propietarios quienes deciden utilizarlas o no), lo que complica la operación del sistema en su conjunto y b) es una generación cuyos costes son, por lo general, superiores a la producida en grandes instalaciones de generación (incluso considerando las pérdidas de llevar la energía al punto de consumo), ya que no permite aprovecharse de economías de escala. Adicionalmente, la generación distribuida de origen renovable depende del recurso correspondiente (agua, sol, viento ), por lo que ofrece una firmeza muy reducida, necesitando apoyo de alguna forma de generación firme si se quiere tener el suministro garantizado. 2. La paridad de red Paridad de red (grid parity en inglés) es un concepto económico que suele aplicarse a la generación distribuida y, más concretamente, a la generación destinada al 3

4 autoconsumo. Normalmente se dice que una tecnología ha alcanzado la paridad de red cuando el coste de su producción eléctrica es igual o inferior al coste de la energía obtenida del sistema eléctrico. Se pueden distinguir tres tipos de paridad de red: Puntos de consumo aislados: el coste de la autoproducción es igual o inferior al coste de desarrollar las redes hasta el punto de consumo más el coste del suministro posterior. Por ejemplo, es mucho más económico poner una placa fotovoltaica y una batería en una señal de circulación luminosa de una autovía que esté lejos de la red de distribución, que llevar la red de distribución hasta ese punto. Coste total del suministro: el coste de autoproducción es igual o inferior al coste total del suministro. Es decir, cuando el coste de la autoproducción es inferior al coste total del suministro de un sistema centralizado, que incluiría los costes de generación, transporte y distribución y otros costes que deban ser sufragados. Coste de generación: el coste de autoproducción es igual o inferior al coste de la generación del sistema eléctrico centralizado. En los dos últimos casos, el consumidor, además de producir energía para su consumo, permanece conectado al sistema por dos razones: primero, para garantizarse el suministro eléctrico cuando su instalación de generación no esté disponible o no sea suficiente para cubrir sus necesidades y, segundo, para verter al sistema la energía producida que no se consuma. En el siguiente gráfico, se puede observar las previsiones de la Agencia Internacional de la Energía respecto a la paridad de red de la fotovoltaica residencial. Sus previsiones de reducción de costes de esta tecnología y aumento del coste de la generación ordinaria indicarían que alcanzaría la paridad de red frente a los costes totales de la electricidad en y frente a los costes mayoristas de generación en

5 Fuente: Technology Roadmap. Solar photovoltaic energy. Agencia Internacional de la Energía, 2010 En cualquier caso, desde una perspectiva económica, un consumidor se planteará instalar una central de microgeneración y producir su propia energía cuando le sea más rentable que suministrarse del sistema, es decir, cuando su coste sea inferior a los costes que deje de pagar en su factura eléctrica. En el caso español, el consumidor paga a través de su factura dos conceptos principales de coste: el coste de la energía y las tarifas de acceso o peajes. En el gráfico siguiente, se reflejan los costes a los que hace frente el consumidor doméstico en España acogido a la Tarifa de Último Recurso 2.0 por su suministro en el caso de suministrarse del sistema eléctrico o en el caso de autoconsumo (dado el vacío regulatorio actual que no define qué peajes deben ser abonados por la electricidad que se autoproduzca), considerando que el consumidor está conectado a las redes del sistema eléctrico. Cuando el consumidor se suministra del sistema pagaría el término fijo y variable de las tarifas de acceso más el coste de la energía, en el ejemplo, 172 /MWh. En el caso de autoconsumo, el consumidor soportaría la parte fija de las tarifas de acceso más el coste de generación con una instalación, que para la instalación fotovoltaica del ejemplo serían 144 /MWh. Es decir, en este caso, al consumidor le compensaría instalar una placa fotovoltaica para dejar de pagar el coste de la energía del sistema y la parte variable de la tarifa de acceso cuando su placa fotovoltaica produzca electricidad. Pero, es eficiente esta decisión desde el punto de vista de la sociedad / del sistema en su conjunto? Para ello, vamos a analizar primero cuáles son los costes que se ahorra el sistema cuando el consumidor autoconsume para relacionarlos, posteriormente, con la estructura de tarifas española. 5

6 Como se ha mencionado anteriormente, el coste del suministro se compone del coste de la energía más las tarifas de acceso: Coste del suministro Costes energía (generación y comercialización) Costes redes Transporte Distribución = + + Costes política energética: Régimen Especial, extrapeninsulares, anualidades déficit Tarifas de acceso Los costes de la energía son eminentemente variables para el consumidor, en el sentido de que, si consume energía, debe adquirirse en el mercado y si no se consume energía no hay que hacer frente a ningún coste. Las tarifas de acceso se fijan para hacer frente a los costes regulados, que en el caso español incluye los de las redes de transporte y distribución y otros relacionados con decisiones de distintas políticas (medioambiental para las renovables, de cohesión territorial para la compensación a la generación extrapeninsular, económica para las anualidades de los déficits de años anteriores, sociales para las subvenciones al carbón nacional, etc.). En cualquier caso, la práctica totalidad de estos costes son fijos, es decir, no varían con las decisiones de consumo de los consumidores sino que vienen determinados por el desarrollo de las redes 1 y por las políticas del Estado. Se han de seguir pagando independientemente de que los consumidores consuman más o menos por efecto de la energía autoproducida. En definitiva, cuando un consumidor consume su energía autoproducida el sistema se ahorra el coste de la energía, pero los costes regulados han de sufragarse igualmente. Sin embargo, la estructura de las tarifas de acceso actualmente existente en España tiene una parte fija independiente del consumo (llamada término de potencia, Tp, porque depende de la potencia contratada del consumidor), y una parte variable que sí está relacionada con el consumo (llamada término de energía Te). Es decir, en su factura, el consumidor paga por los peajes Peaje = Tp ( ) + Te ( por cada kwh consumido) Para este análisis resulta fundamental tener en cuenta que este término variable no recoge exclusivamente costes variables, sino que engloba gran parte de los costes fijos. En el siguiente gráfico se representa de manera visual. 1 Las redes con o sin autoconsumo deben ser iguales, ya que los consumidores querrán consumir cuando sus instalaciones de generación funcionen o no. 6

7 Costes del sistema Estructura Tarifaria Costes Redes Costes Política Costes Energía Costes fijos Costes variables Término Fijo (Tp) Término Variable (Te) Término Variable (Te) Es decir, con la estructura tarifaria actual, cuando un consumidor consume la generación autoproducida, se ahorra la energía más el término variable de los peajes y, sin embargo, el sistema eléctrico solo se ahorra la energía. Pero estos costes fijos que el consumidor deja de pagar al autoconsumir no desaparecen y deberán ser recuperados por el resto de consumidores, ya que, por definición, los peajes deben ser suficientes para recuperar la totalidad de costes regulados. En definitiva, dada la actual estructura de tarifas, cuando un consumidor autoconsume provoca ineficiencias, siendo perjudicial para el conjunto de la sociedad ya que se produce una transferencia de costes fijos al resto de consumidores que sí consumen del sistema. De manera gráfica: 7

8 Esta subvención implícita a los consumidores que autoproduzcan supone, además, un claro incentivo ineficiente que generará un círculo vicioso. Es decir, el consumidor toma la decisión de autoproducir cuando en realidad es una alternativa más cara, lo que sucede es que parte de los costes que antes tenía que pagar se lo pagan el resto de consumidores. El efecto neto desde el punto de vista social es un aumento de los costes totales del suministro ya que los costes fijos han de pagarse igualmente y se sustituye una producción centralizada por una producción de pequeña escala hoy por hoy más cara. Es decir, el autoconsumo se convertiría en una forma de evitar pagos por los costes fijos de redes y de política energética, más que en un modo de desarrollar un suministro eléctrico eficiente. Entonces, cómo solucionar este problema para que las decisiones de autoconsumo sean eficientes? Podemos plantearnos cuatro posibles alternativas: Alternativa 1: modificación de la estructura de las tarifas de acceso La mejor opción (first best) sería cambiar la estructura de tarifas, de forma que los costes fijos del sistema se recuperaran mediante cargos fijos y los costes variables mediante cargos variables. De esta forma se estaría dando una señal eficiente a los consumidores de cuándo es realmente económico autoproducir o suministrarse del sistema. De forma gráfica: Sin embargo, cambiar la estructura tarifaria no es una tarea sencilla y puede tener impactos significativos en determinados grupos de consumidores, por lo que podría ser aconsejable un periodo transitorio gradual para su implantación 8

9 Alternativa 2: Establecer una tarifa de respaldo Una segunda opción (second best) que podría servir de transición mientras no existiera una tarifa que respondiera a estos principios podría ser la creación de un término en los peajes que sea equivalente a la parte variable que el consumidor dejara de pagar mientras autoconsume y que sirviera para recuperar estos costes de forma que no recayeran en el resto de consumidores. En definitiva, regular el autoconsumo dejando la estructura tarifaria actual sin incluir ninguna medida que corrija la actual falta de coherencia entre costes fijos ingresos fijos y costes variables ingresos variales, equivale a que el conjunto de consumidores subvencione a los autoconsumidores con una cantidad equivalente a la parte variable de los peajes que se dejen de pagar. Desde determinados foros se ha defendido esta opción como solución sin coste para fomentar el desarrollo de pequeñas energías renovables. Se dice sin coste porque no habría una prima o subvención explícita como actualmente en el Régimen Especial, pero sí una subvención implícita con el efecto económico de un aumento de costes totales del suministro, que ya ha sido mencionado. Además, esta opción sería equivalente al sistema de Feed In Tariffs que ha llevado a desarrollos no controlados de ciertas tecnologías, con la diferencia, además, de ser un sistema de prima implícito mucho menos transparente y controlable. Esto no parece lógico cuando la última regulación para la fotovoltaica ya consideraba un sistema de cupos, regulación que se adapta perfectamente a esta tecnología renovable y que ha conseguido controlar las cantidades instaladas y reducir los costes de las primas para el sistema, resultando en un desarrollo mucho más eficiente. 9

10 Por este motivo se plantea la alternativa siguiente: Alternativa 3: Apoyo directo a la inversión En caso de querer fomentar económicamente el desarrollo de alguna tecnología, una opción mucho más eficiente sería subvencionar directamente al propietario con cargo a Presupuestos Generales del Estado mediante ayudas a la instalación. De esta forma, se podrían ir adaptando anualmente estas ayudas para que resulte en un desarrollo ordenado, se evitarían riesgos regulatorios a futuro (ya que la ayuda se otorga en el momento de la inversión y no a lo largo de la vida del activo) y se fomentaría su integración en el mercado de generación. 3. El balance neto El balance neto se plantea como un complemento regulatorio que facilite e incentive el desarrollo del autoconsumo, ya que normalmente, la generación que se produce en las instalaciones de los consumidores no está en relación a su consumo. Es decir, hay momentos en el que se consume más de los que se produce y viceversa. El balance neto permitiría compensar los excesos de energía producida y no consumida vertidos a la red con consumos que se realicen en otros momentos, de forma que el consumidor que produce energía para su propio consumo puede compatibilizar su curva de producción con su curva de demanda. Este sistema puede ser especialmente interesante para las instalaciones no gestionables renovables, como la eólica y la fotovoltaica, ya que permite adecuar estas curvas sin necesidad de tener instalaciones de almacenamiento de energía eléctrica. En el siguiente gráfico se presenta un ejemplo de un consumidor doméstico que tuviera una instalación de generación fotovoltaica. En el caso de que hubiera sol, los excesos de producción en las horas centrales del día se verterían al sistema y compensarían otros momentos del día u otros días que no fueran soleados. Ej. eneración fotovoltaica vs consumo Diagrama de consumo/producción de un autoproductor eneración onsumo Más generación que consumo (e cedente) Más consumo que generación (déficit) Alternativas: Instalar almacenamiento, lo que sería muy caro Importar / exportar del sistema 10

11 A este respecto, hay que tener en cuenta dos aspectos fundamentales, que a su vez están relacionados. 1. La electricidad no es almacenable, por lo que el sistema eléctrico no funciona como una caja de bolas en el que en un momento se pueden depositar unas cuantas para utilizarlas posteriormente. Es decir, la energía vertida por un autoproductor implica que otro generador debe generar menos energía para suministrar al resto de la demanda. Y cuando el autoproductor compense esos vertidos en otros momentos en los que consuma, implica que otro generador debe generar esa energía que se consume pero no se autogenera. 2. La energía eléctrica tiene valores diferentes según cuando se consuma. Es decir, cuando se vierte energía en un momento, la energía tiene un valor determinado que se refleja en el precio del mercado. Y cuando se consume en otro momento, la energía tendrá otro valor. Por lo tanto, compensar vertidos en un momento con consumos de otro momento implica estar dando energía con un coste y consumirlo con otro. Esto puede ser favorable o contrario al consumidor (y lo contrario para el resto del sistema) según cuándo se produzca y cuándo se consuma. Por tanto, permitir el balance neto sería un elemento claramente incentivador para el autoconsumo, pero para evitar subvenciones cruzadas o efectos no buscados debería, necesariamente, regularse un sistema en el que se tuviera en cuenta el valor de la energía cuando se vierte a la red y cuando se compensa en otros momentos. 4. Resumen y conclusiones El autoconsumo tiene determinadas ventajas que puede hacer conveniente su desarrollo, aunque, para que éste sea eficiente, debe producirse cuando el coste de su producción sea inferior que los costes que se ahorre el sistema. Dada la naturaleza de costes del sistema, el autoconsumo será eficiente, con carácter general, cuando su producción tenga un coste inferior a la generación del sistema, ya que el resto de los costes son fijos. Para que se tomen decisiones eficientes, los incentivos que perciba el consumidor deben ser coherentes con los costes realmente producidos o evitados, lo que actualmente no sucede con la estructura tarifaria española, donde gran parte de los costes fijos del sistema se recaudan a través del término variable de las tarifas de acceso. En caso contrario se estará incentivando una generación que ocasionará mayores costes totales para los consumidores y subvenciones cruzadas entre ellos. 11

12 Por lo tanto, para solucionar esta incoherencia, se debería cambiar la estructura de tarifas española, de forma que se recuperen los costes fijos a través de términos fijos, y los costes variables a través de términos relacionados con la energía consumida. Mientras la estructura tarifaria no cambie, se debe crear una tarifa de respaldo para los autoconsumidores para evitar subvenciones del resto de consumidores, que verían sus costes aumentar porque deberían asumir la parte de costes fijos que se ahorran los autoconsumidores al dejar de pagar la parte variable de los peajes. Emplear la estructura tarifaria actual para promocionar determinadas energías renovables sería una decisión errónea, ya que sería equivalente a dar una prima implícita a esta generación, cuando el sistema del Régimen Especial ya considera primas explícitas, más transparentes, o sistemas competitivos que permiten una mayor eficiencia en determinadas tecnologías. 12

13 ANEXO. Experiencias internacionales En este anexo se describen algunas de las principales experiencias regulatorias a nivel internacional para el autoconsumo y balance neto, aunque suelen ser recientes y sometidas a frecuentes actualizaciones. BÉLGICA (Bruselas, Flandes y Valonia) 1. Bruselas Los pequeños autoproductores de energía renovable pueden beneficiarse de un mecanismo de compensación ( mécanisme de compensation ) por la diferencia entre la cantidad de energía que toman de la red y la cantidad de energía que inyectan en la red (balance neto), por el periodo comprendido entre dos lecturas. Se remunera económicamente el saldo neto. Pueden acceder a este sistema las instalaciones renovables con una capacidad máxima de 5 kw. Sin embargo, la electricidad inyectada en la red no se beneficiará de los certificados de garantía de origen. La instalación debe estar equipada con dos contadores: uno bidireccional instalado por Sibelga (operador de la red de distribución) y uno verde certificado por Brugel (regulador energético de Bruselas), que mida la electricidad generada por la instalación renovable. 2. Flandes Puede optar al balance neto cualquier tecnología renovable limitada a una potencia má ima de 10 kw. No hay una compensación económica por la energía inyectada a la red, pero su equivalente económico se deduce de la factura eléctrica. Si la instalación inyecta en la red más electricidad de la que el cliente toma de la red durante el periodo de facturación, el excedente no tiene remuneración alguna. Por otro lado, el distribuidor tiene la obligación de adaptar los contadores y costearlos. El regulador federal (CREG), en atención a la posible reducción de ingresos de peaje que se podía dar, ha decidido que, en Flandes, a partir del 1 de enero de 2013, los productores de energía solar a través de instalaciones 10 kw paguen una tarifa de acceso determinada. El usuario puede optar por una de estas dos posibilidades: Instalar un contador inteligente que mida tanto el consumo como la inyección a la red, y aplicar las tarifas de consumo e inyección vigentes según la lectura del contador 13

14 En caso de no instalar el contador inteligente, pagar una tasa fija anual por kw instalado (56 /kw) en función de las tarifas de inyección y consumo vigentes Se pretende así que los usuarios de la red paguen una tarifa en función de su utilización real de éstas y que la instalación de instalaciones de autoconsumo no genere transferencias de rentas entre los clientes eléctricos. 3. Valonia Según la Comunicación emitida por CWaPE (Comisión de Valonia para la energía) el 27 de marzo de 2012, se ha creado un mecanismo de compensación para la energía inyectada a la red, limitado a una instalación doméstica y renovable. De este modo, sólo los Autoproductores que posean una unidad de producción de energía renovable de potencia 10 k A conectada a una red de distribución de baja tensión pueden beneficiarse de un mecanismo de compensación, siempre que la instalación sea registrada y certificada como instalación renovable ante el regulador (CWaPE) después de que el operador de la red haya otorgado la autorización de puesta en marcha. El procedimiento de compensación consiste en deducir de su consumo durante un periodo anual la energía inyectada en la red, aunque el consumo y la inyección hayan tenido lugar en momentos diferentes. La compensación por tanto utiliza la red como una reserva de la que se extrae o a la que se inyecta energía, haciéndose un balance por periodo tarifario. La compensación puede realizarse a través de 3 configuraciones diferentes: a) Contador bidireccional Ferraris: el contador gira en sentido contrario cuando la inyección es superior al consumo. La compensación se hace así de manera automática, aunque la precisión de la medida no está garantizada. Este sistema no permite valorizar (vender) la energía excedentaria, con lo que el operador comunicaría al suministrador un consumo nulo en caso de que la hubiera. b) Contador con 2 totalizadores, uno en cada sentido: el contador registra de forma separada los consumos y las inyecciones de electricidad con precisión, y el operador de la red de distribución calcula la diferencia cuando hace la lectura anual. Cuando la energía inyectada sea superior a la consumida, el excedente no será valorizado, y el operador de la red de distribución comunicará al suministrador un consumo nulo. c) Dos contadores independientes, uno para medir el consumo y otro para medir la inyección: con este sistema puede venderse la energía excedentaria vertida a la red. El autoproductor debe firmar un contrato con el distribuidor que va a comprar su energía, que debe ser el mismo que le suministra a él la energía. El 14

15 operador de la red de distribución calcula la diferencia entre inyección y consumo y le comunica al distribuidor una cifra de consumo o de inyección, según el caso. Hasta el 21 de mayo de 2011, fecha en que entró en vigor el nuevo reglamento técnico de distribución, la compensación se aplicaba también a las instalaciones conectadas en alta tensión (las instalaciones que hubieran adquirido este derecho antes de la entrada en vigor del nuevo reglamento, lo conservarán durante la vida de la instalación). DINAMARCA El sistema de balance neto, actualmente vigente e implantado en 2010, también limita la potencia de las instalaciones domesticas, en este caso a 6 kw durante toda su vida útil. Se realiza un neteo anual, de forma que la energía consumida y la vertida a la red se netean al final del año, y se cobra una FIT si hubiera exceso de energía vertida (0,08 /kwh). A noviembre de 2012 se habían instalado a lo largo del año 100 MW de energía fotovoltaica residencial gracias a este sistema, y se ha producido un descontrol en su instalación (se están añadiendo 36 MW al mes), por lo que, el 20 de noviembre de 2012 se alcanzó un acuerdo político por el que se cambiará el esquema del balance neto para las nuevas instalaciones, recortando los incentivos que recibe: Se va a eliminar el límite máximo en cuanto al tamaño de la instalación que puede acogerse a este sistema Se pretende pasar de un neteo anual a un neteo horario: si hubiera exceso de producción se vertería a la red a cambio de un pago nominal durante 10 años en vez de compensar el exceso de demanda en otra ocasión. Esta FIT decrece cada año para nuevas instalaciones. Así, las instalaciones 6 kw que se pongan en marcha en 2013, recibirán 1,30 DKK/kWh (22 c ); si se ponen en marcha en 2014, recibirán 1,16 DKK/kWh (20 c ), obteniendo 0,60 DKK/kWh (10 c ) las instalaciones puestas en marcha el año 10. Las instalaciones incluso industriales de hasta 400 kw, reciben 1,48 DKK/kWh si se ponen en marcha en 2013 y 1,28 DKK/kWh si lo hacen en La nueva normativa no sería retroactiva, con lo que sólo afectaría a los paneles comprados después del 20 de noviembre de Por último, existe una cláusula para revisar el acuerdo cuando la capacidad fotovoltaica instalada en el país alcance los 500 MW. El descontrol en la instalación de paneles fotovoltaicos ha supuesto que ya en noviembre de 2012 Dinamarca excedía los objetivos solares establecidos por el 15

16 gobierno para 2020 (200 MW 2 ), es decir, 8 años antes, al contar con una capacidad instalada acumulada de 223 MW CALIFORNIA El balance neto en California fue pionero (1996) y aplica para el consumidor que tenga una instalación renovable (fotovoltaica, eólica, biogás y pilas de combustible) con una potencia instalada comprendida entre 1 kw y 1 MW. No existe una obligación sobre la instalación de contadores que midan la energía consumida y la inyectada en la red en tiempo real; pueden instalarse contadores simples que giran en sentido contrario cuando la energía inyectada en la red es mayor a la consumida. Si la generación es mayor al consumo, se genera un crédito; si, por el contrario, la generación es menor al consumo, se toma la electricidad de la red. Cuando transcurren 12 meses: a) El autoproductor pagará sólo por la cantidad neta de electricidad consumida por encima de la generada, además de los costes de transporte, distribución, alquiler contador, etc netos en que incurran: como el contador gira en sentido contrario cuando la generación es mayor al consumo, el autoproductor dejará de pagar por los costes de transporte y distribución de esa energía descontada que hubiera tenido que tomar de la red, que serán repartidos entre los consumidores convencionales, quienes verán incrementados sus costes b) Si ha generado más de lo que consumido, tiene 2 opciones: recibir utility tariff especial por el e ceso de generación transferir el crédito por el excendente generado a los siguientes 12 meses También se admite un neteo de forma mensual. Existe una limitación al desarrollo del balance neto: el 5% de la demanda pico agregada de los clientes de cada utility; sobrepasado este límite, no hay garantía de que utilities permitan a los autoproductores vender la electricidad no utilizada. Se ha generado un enfrentamiento entre las utilities y la industria solar sobre cómo debe calcularse ese límite del 5%. La metodología aprobada en mayo de 2012 por la PUC (Public Utilities Commission) permite dar cabida a 2,8 GW más antes de alcanzar el límite (de 2,4 GW a 5,2 GW), pero puede ser recurrida con el argumento de que puede suponer una transferencia de costes de redes de transporte y de distribución a consumidores que no utilizan el balance neto y una pérdida de ingresos de las utilities. La PUC ha solicitado un estudio y un análisis coste/beneficio del balance 2 El PANER sin embargo habla de un objetivo solar a 2020 de 6 MW 16

17 neto para saber si los argumentos de las utilities sobre los subsidios son razonables (previsto para octubre 2013). Otras opciones que se plantean de cara al balance neto son: Virtual Net Metering: electricidad producida por una instalación aprovechada por varios consumidores. Se trata de un programa piloto (p. ej: edificios de viviendas multifamiliares) Renewable Energy Self-Generation Bill Credit Transfer: transferencia de exceso de créditos a otras cuentas El Operador de Sistema de California, apostando por la Generación Distribuida, ha aprobado un proceso que reduce a la mitad el tiempo necesario para conexión a la red (de 2 años a 1 año); falta aprobación por parte de la Federal Energy Regulatory Commission. Se permite el uso de contadores que giran en sentido contrario cuando la generación es mayor al consumo, con lo que este sistema no tiene en cuenta el valor de la energía en el tiempo. El objetivo establecido en California para la generación distribuida renovable es de MW en 2016 y MW en El año 2012 cerró con una potencia instalada de algo más de MW. NORMATIVA EN REVISIÓN La normativa relativa al autoconsumo y balance neto es muy reciente. No hay una experiencia consolidada a nivel internacional y se comprueba que hay numerosos cambios en la regulación de estas actividades. A título de ejemplo se incorporan los siguientes cambios normativos ocurridos recientemente o en fase de discusión: California: la metodología para calcular el límite al que el desarrollo del balance neto está sujeto es actualmente objeto de controversia en el país entre la industria solar y las utilities Alemania: hubo una regulación de autoconsumo hasta mediados de 2012 (se recibía una FIT por la energía autoconsumida), pero actualmente no existe un apoyo directo Italia: en el sistema anterior el autoconsumo era compatible con el sistema de certificados verdes (CV) y de primas, y en caso de exceso de energía vertida a la red sobre la consumida, e istía un banking en energía valorado económicamente. En el sistema actual, se recibirá una FIT por el exceso de energía vertida y una tarifa de autoconsumo, que son de un nivel inferior al precio de los CVs en el mercado. Además, desde enero 2013, todas las plantas que reciban FIT deben pagar al gestor de la red una cuota de 0,5 /MWh por toda la energía 17

18 generada (tanto autoconsumida como vertida a la red) en concepto de los servicios prestados Dinamarca: actualmente se permite un neteo anual, pero se ha adoptado un acuerdo político que permitirá sólo hacer neteo horario. Si hubiera exceso de producción se vertería a la red a cambio de un pago nominal en vez de compensar el exceso de demanda en otra ocasión 18