Comunicación presentada al II Congreso Smart Grids:
Autores
- José Ignacio Briano, Socio, ECLAREON
- María Jesús Báez, Asociada, ECLAREON
- Fernando Usera Rodés, Analista, ECLAREON
Resumen
El autoconsumo fotovoltaico representa una oportunidad única para desarrollar una tecnología sostenible (y, en muchos casos, rentable) de generación de energía. El aumento del autoconsumo FV está planteando nuevos desafíos económicos y regulatorios, que abarcan cuestiones desde cuál es el apoyo regulatorio más sostenible hasta qué diseño de tarifa eléctrica es más idóneo. Tomar decisiones en torno a asuntos como estos, considerando el impacto en todos los actores implicados (consumidores, compañías eléctricas, Hacienda, etc.), es parte del creciente desafío de las Smart Grids. El análisis a presentar clasifica los distintos modelos de negocio existentes que incentivan el autoconsumo, destacando su impacto en la rentabilidad de las partes involucradas. Las conclusiones aportan al debate sobre las posibles soluciones a los crecientes desafíos planteados.
Introducción
La paridad de red fotovoltaica se define como el momento en que el coste de generar electricidad fotovoltaica (FV) es igual al de comprar la electricidad de la red. En varios países la paridad de red ya es una realidad económica[i].
Sin embargo, la competitividad en costes de la tecnología FV por sí sola no es garantía de creación de mercado. El autoconsumo sólo se fomentará si la paridad de red va acompañada por apoyo gubernamental.
Los esquemas regulatorios que incentivan el autoconsumo son aquellos que permiten al “autoconsumidor” consumir parte de la generación de su sistema FV y recibir una compensación por los excedentes de generación inyectados a la red. Esta característica es vital para aquellos consumidores cuya curva de generación no se adapta bien a su curva de consumo (esto es, la gran mayoría de los consumidores residenciales).
Los sistemas fotovoltaicos para autoconsumo representan una alternativa de generación no sólo rentable sino también limpia y sostenible en aquellos mercados en paridad de red y con una regulación adecuada.
En este sentido, aunque actualmente hay una gran variedad de esquemas regulatorios para la generación fotovoltaica en el mundo, no todos son eficientes en incentivar el autoconsumo y en garantizar la sostenibilidad del sistema eléctrico a largo plazo. Este es el gran desafío del desarrollo del autoconsumo.
El Proyecto desarrollado analiza un gran número de modelos de negocio y compara sus implicaciones económicas en el consumidor de electricidad, el gobierno y el sistema eléctrico, con el objetivo de aportar al debate sobre las posibles soluciones a los crecientes desafíos planteados.
Para comparar la gran variedad de esquemas regulatorios que existen hoy en día, resulta imprescindible definir una serie de parámetros con base en los cuales realizar el análisis:
- Derecho a auto-consumir: ¿tiene el consumidor de electricidad derecho a conectar su sistema de generación FV a la red y auto-consumir parte de su producción?
- Ingresos del autoconsumo: ¿qué ingresos (ahorros) reporta cada kWh auto-consumido instantáneamente? (p.ej. ahorros derivados de la reducción de consumo de la red o ahorros e ingresos adicionales por primas a la generación renovable o por certificados verdes).
- Recargos de respaldo a la red: ¿existe algún recargo/peaje asociado al autoconsumo? (p.ej. peajes por cada kW de FV instalado o por cada kWh de energía FV auto-consumido).
- Valor de los excedentes de generación: ¿qué valor tiene la electricidad FV excedente (no auto-consumida instantáneamente) e inyectada a la red de distribución?
- Periodo máximo de compensación de créditos:¿cuál es el periodo máximo de compensación de créditos de consumo? (p.ej. 15 minutos, un día, un mes, un año, indefinidamente, etc.).
- Compensación geográfica: ¿existe algún mecanismo de compensación que agregue flexibilidad al autoconsumo? (p.ej. Virtual net-metering, agregación de contadores, o Peer to Peer).
Considerando estos parámetros, se han categorizado los esquemas regulatorios en 18 países[ii], tomando en cuenta tendencias a futuro. Del abanico de sistemas existentes (desde impedir el autoconsumo hasta fomentarlo) se han identificado cinco esquemas representativos.
- Peaje + Sin compensación: modelo de autoconsumo sin compensación por el exceso de generación, que además impone un peaje al autoconsumo FV.
- FiT (Feed in Tariff): autoconsumo en tiempo real con compensación igual al precio de la electricidad del mercado mayorista por el exceso de generación FV (la compensación es menor que el precio minorista de la electricidad).
- Facturación neta (Net billing): mecanismo de facturación neta, con compensación cuatrimestral, y remuneración por el excedente anual.
Balance neto (Net metering): compensación energética anual. - Generación + FiT: incluye una prima sobre toda la generación fotovoltaica (auto-consumida y excedente). La generación excedente recibe además una prima de exportación.
El modelo “Peaje + Sin compensación” es comparable a la última propuesta de ley española, que incluye un peaje sobre el autoconsumo destinado a cubrir los costes fijos de las redes de transporte y distribución. Es importante destacar que otros países han impuesto (o están barajando la introducción de) peajes específicos por kW de FV instalado o por kWh auto-consumido.
El caso “FiT” representa el modelo actual en países como Alemania, donde la compensación por la energía excedente vertida a la red es menor que el precio minorista de la electricidad.
Los mecanismos de “Net billing”, que incluyen un acuerdo económico de facturación, se han introducido en países como Italia y Chile. Por otro lado, los sistemas de “Net metering” permiten una compensación energética (1 kWh de FV por 1 kWh de la red) y funcionan en muchos estados de EE.UU. y en países como México.
Las implicaciones económicas de cada uno de los esquemas con respecto al autoconsumo de energía FV, a los excedentes de generación y al consumo de la red se ilustran a continuación.
El Proyecto
El proyecto forma parte de la iniciativa de la Agencia Internacional de la Energía para fomentar el intercambio de conocimiento en el campo de la tecnología fotovoltaica (Task 1, Strategic PV Analysis & Outreach).
El objetivo global de la iniciativa es promover y facilitar el intercambio de información (técnica, económica, medioambiental y social) sobre los sistemas fotovoltaicos.
El título del proyecto es “PVPS – Task 1: Study on self-consumption of PV electricity” (Estudio del autoconsumo de electricidad fotovoltaica) y analiza los esquemas regulatorios existentes para el autoconsumo en 18 países.
Material y métodos
La metodología empleada para el estudio se resume en cuatro pasos, descritos a continuación.
Análisis de países
El primer paso del estudio es el de analizar cuál es el esquema regulatorio del autoconsumo en cada uno de los 18 países considerados. Para ello se han definido una serie de parámetros (citados en la introducción) que permiten categorizar y comparar los esquemas de los distintos países.
El estudio se ha llevado a cabo mediante un análisis del marco legal de cada país y en base a entrevistas realizadas a expertos de cada país.
Identificación de prácticas comunes
El segundo paso del estudio es el de identificar aquellos esquemas regulatorios más representativos de la variedad de apoyos regulatorios existentes en la actualidad.
Se han definido 5 esquemas tipo que sirven para analizar el abanico de situaciones en los países considerados. Dicho espectro va desde aquellos entornos regulatorios que menos fomentan el autoconsumo a aquellos que más lo fomentan.
Caso base de estudio
Con el objetivo de analizar las implicaciones de cada esquema, se ha definido un caso base que permite aislar las variables intrínsecas de la regulación y que estandariza el resto de parámetros:
- Curvas horarias de consumo y de generación FV.
- Costes totales (llave en mano y O&M) del sistema FV.
- Tarifa eléctrica.
- Condiciones fiscales (IVA, impuestos, etc.)
Además, para simplificar el estudio, sólo se han incluido en el análisis económico los componentes más relevantes y fácilmente cuantificables:
Análisis económico
Partiendo del caso base, se ha calculado el impacto económico de un sistema de autoconsumo bajo cada uno de los 5 esquemas regulatorios sobre distintos actores: el autoconsumidor, el sistema eléctrico y el gobierno (hacienda pública).
Resultados
La siguiente figura recoge los resultados obtenidos en el estudio: el impacto que cada uno de los esquemas regulatorios tiene sobre los 3 actores considerados y el impacto neto.
Se puede observar cómo para los 5 casos el impacto neto es negativo. Por otro lado, la figura muestra que existe una compensación entre parte del beneficio que obtiene el consumidor y parte del que obtiene el sistema eléctrico: parte del beneficio del consumidor proviene del sistema eléctrico.
Exclusivamente en el caso “Peaje + sin compensación” el autoconsumo no es rentable para el autoconsumidor (VAN negativo), por lo que dicho esquema no fomentará la creación del mercado.
Se debe tener en cuenta que este estudio cuantifica la reducción de ingresos que supone el autoconsumo para la hacienda pública y para el sistema eléctrico pero no cuantifica otros elementos tales como los beneficios (p. ej. medioambientales) hacia la sociedad. Desde un punto de vista de sostenibilidad medioambiental, el autoconsumo FV podría ser equivalente a una medida de eficiencia energética (p.ej. uso de bombillas de bajo consumo). Conviene recordar que para simplificar el estudio dichos beneficios (y otros asociados al autoconsumo) no se han considerado pero deben tenerse en cuenta para realizar una valoración completa acerca del autoconsumo.
Discusiones y conclusiones
A raíz de la creciente competitividad de la tecnología FV, el autoconsumo cada vez más representa una alternativa viable de generación de electricidad limpia.
Sin embargo, el análisis pone en evidencia desafíos que no se deben ignorar: principalmente, la complejidad de equilibrar el modelo de negocio de las compañías eléctricas con el del autoconsumo, dada la estructura actual de las tarifas eléctricas[iii].
Los resultados muestran[iv] que el autoconsumo acarrea una pérdida de ingresos destinados a cubrir los costes fijos de los sistemas de transporte y distribución. Actualmente varios países están debatiendo la posibilidad de cobrar un peaje al autoconsumo destinado a compensar los menores ingresos. El caso bajo estudio concluye que dicho peaje impide la viabilidad económica de la inversión en la instalación FV para autoconsumo, por lo que desincentiva la instalación de este tipo de sistemas de generación.
Por otro lado, esquemas de apoyo que compensan el autoconsumo en exceso (p. ej. “Generación + FiT”) resultan en un alto coste para el sistema eléctrico.
Para diseñar un apoyo regulatorio que sea sostenible a largo plazo, es necesario realizar un análisis caso por caso y considerar el impacto a largo plazo en los distintos actores del sistema (incluyendo la sociedad en su conjunto y todos los componentes que afectan los flujos de caja diferenciales).
Hay otros desafíos adicionales asociados a las Smart Grids y al autoconsumo cuyo impacto requiere estudio, tales como:
- El aumento de la generación distribuida requiere a medio y largo plazo tanto un refuerzo de la red de distribución, para absorber flujos de energía bidireccionales, como un cambio (aumento de la complejidad) en el modelo de operación del sistema.
- El desarrollo y abaratamiento de los sistemas de almacenamiento supondrá un cambio en los modelos de negocio sobre los que se apoya el autoconsumo (p .ej. mediante el uso del vehículo eléctrico como sistema de almacenamiento para los excedentes de generación FV).
- La implementación de tecnologías de Smart Grids (p. ej. contadores inteligentes) permitirá adaptar mejor las curvas de consumo a las de generación FV y así reducir el grado de dependencia en el apoyo regulatorio para valorar los excedentes de generación.
Reconocimientos
La realización de este proyecto por parte de ECLAREON fue posible gracias a la colaboración de varios equipos, tales como el European Copper Institute, representantes de IEA-PVPS y asociaciones FV nacionales.
Referencias
- Eclareon, 2014, Grid Parity Monitor
- EPIA, 2014, PV Observatory – Overview of support schemes 2014
- EPIA, 2013, Self consumption of PV electricity
- Eurelectric, 2013, Network tariff structure for a smart energy system
- European Commission, 2013, European Innovation Partnership on Smart Cities and Communities: Strategic Implementation Plan
- PVPS, 2013, Trends 2013 in Photovoltaic Applications
- SunEdison, 2011, Enabling the European consumer to generate power for self-consumption
[i] La situación de paridad de red de varios países y segmentos del mercado se puede consultar en el Grid Parity Monitor: http://www.leonardo-energy.org/photovoltaic-grid-parity-monitor
[ii] Los países incluidos son: Alemania, Australia, Bélgica, Brasil, Canadá, Chile, China, Dinamarca, España, Estados Unidos, Francia, Israel, Holanda, Italia, Japón, México, Reino Unido y Suiza.
[iii] En muchos casos la parte variable de la tarifa eléctrica remunera no sólo costes variables del sistema (p. ej. coste de la energía) sino también costes fijos (p. ej. mantenimiento de las redes eléctricas). Por ello, un descenso del consumo de electricidad de la red conlleva una reducción de los ingresos del sistema eléctrico.
[iv] Se debe tener en cuenta que los resultados cambian en la medida que los parámetros del caso base varían.