El valor de las renovables

A las renovables, a diferencia de aquellos a los que hicieron la mili, el valor no sólo no se les supone, sino que en los últimos años en nuestro país está continuamente siendo cuestionado y puesto en entredicho en base a manipulaciones malintencionadas de la información disponible, que respondiendo a una estrategia de protección de los intereses particulares de esos colectivos que se están viendo perjudicados por el despliegue de las renovables en el sistema eléctrico, y dada la falta de gobernanza de nuestro sistema político, han pasado por encima de los intereses del conjunto de la sociedad, desembocando en una etapa de regulación caótica que nos aleja cada vez más de la senda de sostenibilidad.

En este contexto, creo que se impone el realizar un esfuerzo para cuantificar, desde la perspectiva de la sociedad, el valor que las energías renovables aportan a la sociedad, de tal forma que sea posible realizar una comparación directa de este valor con el coste que su despliegue supone, de tal forma que se pueda llegar a una conclusión objetiva sobre la conveniencia o no de incurrir en este coste.

En efecto, hay una diferencia fundamental entre coste y valor, y el limitarse exclusivamente a argumentar sobre el coste sacándolo del contexto del valor asociado, tal y como sucede últimamente con las energías renovables en nuestro país, sencillamente no tiene sentido alguno, pues resulta imposible sacar ninguna conclusión o tomar decisiones coherentes.

Empecemos por poner encima de la mesa los costes.

En la  mayoría de los casos, los costes de las renovables en la actualidad vienen fuertemente determinados por los mecanismos de apoyo introducidos para su despegue comercial. Estos mecanismos de apoyo toman distintas formas según el país que consideremos: En España toma la forma de una tarifa (FIT) o prima a la generación renovable (la prima era antes del RDL 2-2013) fijada por el gobierno y con recaudación mediante la parte regulada de la tarifa eléctrica, en Sudáfrica toma la forma de un PPA (power purchase agreement) competitivo entre el productor y la compañía eléctrica nacional con un techo fijado por el gobierno y una recaudación a través de la tarifa eléctrica, en Arabia Saudí toma la forma de un PPA fijado por el gobierno, en Chile toma la forma de un PPA comercial con compañías eléctricas o grandes consumidores, en EEUU toma la forma de PPA comercial con compañías eléctricas que deben satisfacer una integración mínima de renovables fijada por el gobierno que además proporciona mecanismos de exención fiscal y garantías para reducir el coste de la financiación,…

La Figura-1 recoge la evolución a lo largo de los últimos años de la tarifa (FIT) y prima equivalente de las distintas tecnologías renovables dentro del Régimen Especial, en términos específicos por unidad de energía generada. Como podemos observar, el nivel de prima difiere de forma muy significativa entre las distintas tecnologías, lo cual es hasta cierto punto razonable debido a que el mecanismo del FIT tiene como objetivo principal el catalizar el despegue comercial de tecnologías que se encuentran en distintos puntos de sus curvas de aprendizaje, y por tanto requieren de valores distintos de la prima o tarifa para viabilizar económicamente las inversiones que permitan activar la progresión por las curvas de aprendizaje que eventualmente conduzca a unos costes asintóticos más reducidos, pero también distintos para cada tecnología.

Sin embargo, el acertar con el valor adecuado de FIT o prima para conseguir los objetivos de despegue y acompañamiento a lo largo de la curva de aprendizaje de cada tecnología (adaptación gradual de las FIT o primas) con el mínimo gasto posible no es ni mucho menos sencillo, y en España claramente no se ha conseguido.

En la Figura-1 podemos observar desde tecnologías como la eólica, que al iniciar el despliegue comercial en España dentro del Régimen Especial ya llevaban un considerable camino recorrido por sus curvas de aprendizaje gracias a que otros países (Dinamarca, EEUU, Alemania) las habían acompañado por su curva de aprendizaje, y que por tanto requerían primas relativamente bajas para empezar a tener actividad comercial en nuestro país, hasta tecnologías como la fotovoltaica para la que se estableció una prima mucho más elevada que reflejaba su menor avance por la curva de aprendizaje al introducir el Régimen Especial en España, prima que efectivamente fue capaz de propiciar el despegue de esta tecnología, pero que por la incapacidad del mecanismo de apoyo de realizar un acompañamiento adecuado a la progresión por la curva de aprendizaje ha dado lugar a una baja eficiencia económica y a la aparición de algunos procesos especulativos. También podemos observar en la Figura-1 otras tecnologías como la solar termoeléctrica para la que la regulación no fue capaz de atinar con un valor suficientemente elevado de la FIT como para iniciar el despliegue comercial en nuestro país hasta los últimos años, habiéndose interrumpido bruscamente el mecanismo de apoyo en el año 2013. En este sentido, claramente aquellas tecnologías como la solar termoeléctrica en las cuales España tuvo la responsabilidad de iniciar su despegue por la curva de aprendizaje, dado el caos y descontrol regulatorio en nuestro país, han sido bastante menos afortunadas que otras tecnologías (como la eólica o la fotovoltaica) para las cuales esta responsabilidad ha recaído en los hombros de países más responsables.

 

Figura-1: Evolución para las distintas energías renovables del Régimen Especial de las tarifas (FIT) y primas equivalentes a lo largo de los últimos años. Datos procesados a partir de resultados de la CNE.

Pero además de los costes específicos por unidad de energía generada, resulta ilustrativo echar un ojo a los valores absolutos de las primas. La Figura-2 nos presenta esta información tanto en términos anuales como acumulados. Como podemos observar, el peso principal en términos absolutos se encuentra actualmente dominado con diferencia por las tecnologías fotovoltaica y eólica, a pesar de que la fotovoltaica inició su despegue comercial en nuestro país considerablemente más tarde que la eólica.

 

Figura-2: Prima equivalente absoluta, anual y acumulada, para distintas tecnologías renovables dentro del Régimen Especial. Datos procesados a partir de resultados de la CNE.

Bueno, pues estos son los costes de las renovables. Lo habitual es interpretar estos costes en relación al precio del mercado eléctrico, tal y como muestra la Figura-3, considerando que la diferencia entre ambos es una subvención que se está proporcionado a la tecnología en cuestión.

El hecho de que ciertas tecnologías reciban subvenciones para poder desarrollarse no es per se ni malo ni nuevo: Prácticamente todas las tecnologías ‘convencionales’ que actualmente configuran el grueso del sistema energético han recibido subvenciones al inicio de su despliegue comercial, y algunas de ellas (como la nuclear y el carbón) siguen en la actualidad recibiendo subvenciones directas e indirectas después de muchos años, lo cual ciertamente resulta bastante más difícil de justificar. Pero al inicio del despliegue comercial de una tecnología es normal que esta requiera de cierto tipo de subvención para poder competir con otras tecnologías que recibieron esta subvención en el pasado: El elemento realmente importante es evaluar el monto de esta subvención en relación al valor que el despliegue de esa tecnología aportará a la sociedad.

 

Figura-3: Habitualmente la referencia para valorar los costes de las renovables es el precio del mercado eléctrico.

 

Pero el problema surge en el hecho de que el patrón de comparación habitualmente empleado para juzgar el peso relativo de las subvenciones, y por tanto la adecuación o no de incurrir en ese coste, es el precio del mercado mayorista de la electricidad (Figura-3), que constituye una referencia totalmente inapropiada para evaluar la importancia relativa del coste de las renovables. En efecto, por un lado, el precio de la electricidad en el mercado mayorista tan solo refleja el coste de oportunidad de la última tecnología (la de coste más elevado) que entró en el despacho, que nada tiene que ver con el coste del ciclo de vida del suministro de electricidad, y por otro lado está muy lejos de internalizar el valor que aporta la generación renovable.

En efecto, tal y como recoge la Figura-4, el coste de las renovables debería compararse directamente con el valor que aportan esas tecnologías a la sociedad, mediante la comparación directa de sus huellas de coste y valor, en cuyo caso podríamos encontrarnos las dos situaciones recogidas en esta figura, es decir, que ese coste implique una subvención a la tecnología (coste > valor), lo cual puede quedar justificado si permite que la tecnología en cuestión avance por su curva de aprendizaje hasta que su coste sea menor o igual que el valor que aporta, o incluso encontrarnos en la situación de que incluso ya en la actualidad el coste sea inferior al valor, y por tanto que el despliegue de la tecnología aporte un ahorro neto a la sociedad. Evidentemente, tanto la huella de coste como la de valor difieren tecnología a tecnología.

 

Figura-4: Huellas de coste y valor. El patrón de comparación adecuado para juzgar la idoneidad del coste de una tecnología dada es el valor que esa tecnología aporta a la sociedad.

Por tanto, el objetivo de cara a proporcionar la información necesaria tanto para la planificación energética como para juzgar la idoneidad o no de apoyar a una tecnología determinada para que pase a formar parte del sistema energético, debería ser el cuantificar los distintos elementos que constituyen su coste y valor. Y es más, esta evaluación debería hacerse tanto para las condiciones actuales, como para las condiciones resultantes cuando la tecnología en cuestión haya progresado a lo largo de su curva de aprendizaje, pues  la evolución a lo largo de esta curva es lo que proporciona los costes promedio para la sociedad con los que hay que comparar el valor aportado por esa tecnología (en el informe Energía 3.0  se proporciona una detallada cuantificación de estos costes promedio).

La Figura-5 recoge una representación esquemática de los distintos elementos de coste y valor que habría que evaluar. Como podemos ver, los elementos a considerar especialmente en la huella de valor son muy numerosos. El hecho de que muchos de estos elementos habitualmente no se encuentren cuantificados, representa la falta de internalización de estas dimensiones en ell valor real que la tecnología en cuestión proporciona a la sociedad.

 

 

Figura-5: Dimensiones de las huellas de coste y valor a cuantificar para cada una de las tecnologías renovables.

Comentemos con un poco más de calma algunas de las dimensiones de las huellas de coste y valor:

Por lo que se refiere al coste, en la Figura-5 además del precio del mercado y la prima (siendo la suma de ambos la FIT, o el PPA – power purchase agreement –  con el que se retribuye esa generación), encontramos otros dos componentes de coste:

·         El coste asociado a los requerimientos de regulación complementaria que pueda tener la introducción de esa tecnología. En el caso de tecnologías renovables no despachables, si estas no asumen los requerimientos de regulación mediante una reducción de su factor de capacidad (es decir, generando por debajo de sus posibilidades para proporcionar servicios de regulación), es muy posible que el sistema eléctrico requiera incorporar otros mecanismos de regulación con su correspondiente coste.

·         El potencial coste de oportunidad de la prima proporcionada a esta tecnología.  Este elemento recoge la dimensión que Pedro plantea en su post , y que quedaría representado por la diferencia entre el valor que aportaría a la sociedad el usar los recursos económicos dedicados a la prima para otra inversión con mayor retorno social, y el valor que aporta a la sociedad la tecnología en cuestión.

Por lo que se refiere al valor, profundicemos un poco en el significado de alguno de los distintos elementos recogidos en la Figura-5:

·         Por lo que se refiere al valor de la energía, el precio del mercado proporciona una cobertura tan solo parcial de este valor, dado que por un lado representa tan solo los costes de oportunidad (y no los del ciclo de vida), y por otro lado tiene externalizados muchos de los impactos asociados a la generación de esa energía. El valor de la energía puede diferir entre las distintas tecnologías renovables como consecuencia de las distintas franjas horarias en que se genera y su relación con la demanda. las tecnologías gestionables, especialmente para elevadas penetraciones renovables, proporcionan un valor de la energía más elevado. En la Figura-5 hemos representado con el mismo tamaño los componentes de coste de la energía (precio mercado) y valor de la energía, pero por lo general pueden ser distintos: El coste de la energía vendría representado por el precio medio en el mercado, mientras que el valor de la energía vendría representado por el coste de la energía en relación a la demanda existente en el momento de la generación.

·         El valor de la capacidad de una tecnología de generación eléctrica está asociado a la capacidad con la que se puede contar con esa tecnología para la cobertura de la demanda. También depende de la franja horaria y la relación con la demanda (básicamente por comparación al precio de la capacidad de la tecnología de referencia a la que sustituye), y por supuesto también depende mucho de la tecnología renovable considerada. las tecnologías no gestionables tienen por lo general un valor de capacidad significativamente inferior a las gestionables, debido al hecho de que por lo general en un determinado instante de tiempo la capacidad con la que se puede contar para una tecnología no gestionable es significativamente inferior a su capacidad nominal.

·         Externalidades parcialmente internalizadas. Se refiere a aquellas externalidades que al menos de forma parcial se encuentran ya internalizadas. Un ejemplo serían las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI), que mediante los mercados de emisiones existentes proporcionan una valoración a las emisiones de GEI. La internalización es sin embargo tan solo parcial, pues debido a las imperfecciones de estos mercados, los precios asignados a las emisiones de GEI son significativamente inferiores al coste que va a tener su contribución al cambio climático. De hecho, como consecuencia de asignaciones excesivas de derechos de emisiones, el precio de las emisiones de GEI ha llegado a ser prácticamente nulo en algunos periodos.

·         Complemento de las externalidades parcialmente internalizadas, como puede ser el complemento al precio del mercado de GEI para capturar el valor completo de evitar esas emisiones desde la perspectiva de eliminar su contribución al cambio climático.

·         Generación de actividad económica, tanto directa como indirecta por efecto de arrastre de otros sectores de la economía.

·         Generación de empleo. Una forma de valorarlo es mediante los subsidios de desempleo evitados por los puestos de trabajo que genera esa tecnología a lo largo de todo su ciclo productivo.

·         Corrección de imperfecciones del mercado. El mercado eléctrico puede tener, y en nuestro caso tiene, imperfecciones, por lo que el coste que asigna a la energía no tiene por qué corresponderse con el coste en el ciclo de vida para generar esa cantidad de energía. En el caso de nuestro mercado eléctrico, donde las ofertas se realizan en base al coste de oportunidad, conduciendo a la situación donde algunas tecnologías ofertan a coste cero, resulta evidente que el precio del mercado es tan solo una cota inferior del coste del ciclo de vida.

·         Universalización, espacio-temporal, del acceso a la energía. El desarrollo de las tecnologías renovables (mediante el apoyo para que recorran su curva de aprendizaje) pone a disposición de todo el mundo y de todas las generaciones un modelo energético sostenible, en contraposición al modelo energético actual que con tecnologías poco democráticas usa los recursos de todos (en términos espacio-temporales) para satisfacer las necesidades y el lucro de unos pocos.

·         Soberanía energética y reducción de exposición a la volatilidad del coste de los combustibles fósiles. Reduce la vulnerabilidad asociada a la dependencia energética por usar recursos energéticos autóctonos y no especulativos, que además tienen una estabilidad temporal de costes. Adquiere un valor económico directo ante situaciones de escalada de los precios de los combustibles fósiles de los que España tiene una grandísima dependencia, que pueden ser esporádicas como respuesta a tensiones socio-políticas, o estructurales como la irremediable inflación incremental de recursos escasos y finitos sometidos a una demanda creciente.

·         Mejora de la balanza de pagos, como consecuencia de la menor necesidad de importar recursos y servicios energéticos, potenciado tanto por el carácter autóctono de las tecnologías renovables, como por su elevado potencial de localización en la fabricación, construcción y explotación de las instalaciones.

·         Reducción de las pérdidas de T&D. Este elemento hay que considerarlo con carácter potencial por el mayor carácter distribuido de la generación basada en renovables, pero debe ser analizado con detalle en cada caso porque tanto los requerimientos de regulación como la necesidad de transporte a grandes distancias puede conducir a un balance final que no necesariamente tiene que ser positivo para un sistema basado en renovables. Depende de la condición de referencia y de la ubicación y características del las tecnologías renovables desplegadas.

·         Aportación fiscal de las distintas actividades relacionadas con el ciclo de vida de las tecnologías consideradas. Dado el gran potencial de localización, la aportación fiscal trasciende a la propia actividad de generación para abarcar el proceso de construcción y fabricación de equipos.

A lo largo de los últimos años se han empezado a producir diversos informes que se centran en la cuantificación de algunos de los componentes de la huella de valor de las energías renovables. Se trata de valoraciones incompletas en el sentido de que todavía hay varias dimensiones del valor de las renovables que no han recibido cuantificación, pero nos proporciona ya unos primeros datos objetivos para evaluar el peso relativo del coste de las renovables en función del valor que aportan a la sociedad. En lo que sigue vamos a reproducir los resultados de algunos de estos estudios, elaborándolos para adecuarlos al contexto de la comparativa costes / valor reproducida en la Figura-5. Algunas de estas adaptaciones tienen un carácter aproximado, pero tiene como objetivo el proporcionar una corrección de los resultados presentados en los estudios referenciados, que en ocasiones, por el ansia de acentuar el carácter benévolo de las renovables, conducen a comparar cosas poco comparables, como es el caso de asignar el total de la contribución al PIB o a la generación de empleo de una determinada tecnología renovable a un único año, cuando una fracción importante de estas contribuciones se centra en la etapa de construcción de la central que representa tan solo una pequeña fracción del ciclo de vida entero de la central.

Empezamos por presentar resultados correspondientes al conjunto de las energías renovables para generación eléctrica, procesadas a partir de la información presentada en el estudio del impacto macroeconómico de las renovables en España publicado por APPA (asociación de productores de energías renovables).

En la Figura-6 presentamos la comparativa entre huella de costes y valor para el año 2005, mientras que en la Figura-7 reproducimos la comparativa de las huellas de coste/valor en los años 2010 y 2011. En ambos casos, para la dimensión de energía tanto en la huella de coste como en la de valor, se ha presenta el coste medio de la energía en el mercado eléctrico durante el año correspondiente, si bien, tal y como hemos indicado anteriormente, para la huella de valor esta cantidad resulta distinta según el valor de la energía en los instantes en los que la tecnología considerada contribuye a la cobertura de la demanda. En este caso, en la huella de valor también hemos incluido la valoración del ‘order of merit effect’, es decir, la reducción del coste de la electricidad en el mercado eléctrico como consecuencia de la penetración de las renovables, para poder comparar su peso relativo frente a las otras dimensiones de valor, y a pesar de que tal y como discutimos en el post anterior el ‘order of merit effect’ no puede entenderse como un valor sostenible. Como podemos observar, si bien las huellas, tanto de coste como de valor, se modifican año a año, en todos los casos la huella de valor es significativamente superior a la de coste, incluso si no tenemos en cuenta el ‘order of merit effect’, y a pesar de que hay muchas de las dimensiones de la huella de valor apuntadas en la Figura-5 que no aparecen cuantificadas en las Figuras 6 y 7.

 

Figura-6: Comparativa de las huellas de coste y valor del conjunto de las renovables para generación eléctrica en el año 2005. Procesado a partir de los resultados del informe de APPA . La huella de valor tan solo presenta la valoración de algunas de sus dimensiones, por lo que consiste tan solo una cota inferior de la huella de valor real.

 

Figura-7: Comparativa de las huellas de coste y valor del conjunto de las renovables para generación eléctrica en los años 2010 y 2011. Procesado a partir de los resultados del informe deAPPA . La huella de valor tan solo presenta la valoración de algunas de sus dimensiones, por lo que consiste tan solo una cota inferior de la huella de valor real.

A continuación presentamos los resultados correspondientes a la energía eólica, procesadas a partir de la información presentada en el estudio del impacto macroeconómico de la energía eólica en España publicado por AEE (asociación empresarial eólica).

La Figura-8 recoge las huellas de coste y valor para los años 2010 y 2011. En ambos casos, para la dimensión de energía tanto en la huella de coste como en la de valor, se ha presenta el coste medio de la energía en el mercado eléctrico durante el año correspondiente, si bien, tal y como hemos indicado anteriormente, para la huella de valor esta cantidad resulta distinta según el valor de la energía en los instantes en los que la tecnología considerada contribuye a la cobertura de la demanda. Como podemos observar, tanto las huellas de coste como las de valor difieren significativamente de las correspondientes al conjunto de energías renovables recogidas en la Figura-7, pero al igual que para el conjunto de las renovables, en el caso de la energía eólica la huella de valor es significativamente superior a la de costes, y ello a pesar de que en la huella de valor hay muchas de las dimensiones recogidas en la Figura-5 que no han sido valoradas.

La Figura-9 recoge la evolución desde el año 2005 al 2011 de las huellas de coste y valor para la energía eólica en España. A modo de referencia se muestra también la evolución de la prima equivalente recibida por esta tecnología a lo largo de esos años.

 

Figura-8: Comparativa de las huellas de coste y valor de la energía eólica en los años 2010 y 2011. Procesado a partir de los resultados del informe de AEE . La huella de valor tan solo presenta la valoración de algunas de sus dimensiones, por lo que consiste tan solo una cota inferior de la huella de valor real.

 

Figura-9: Comparativa de las huellas de coste y valor de la energía eólica desde el año 2005 al 2011. Procesado a partir de los resultados del informe de AEE . La huella de valor tan solo presenta la valoración de algunas de sus dimensiones, por lo que consiste tan solo una cota inferior de la huella de valor real.

 

Para finalizar presentamos los resultados correspondientes a la energía solar termoeléctrica, procesadas a partir de la información presentada en el estudio del impacto macroeconómico de la energía solar termoeléctrica en España publicado por Protermosolar.

La Figura-10 recoge las huellas de coste y valor para los años 2010 y 2011. En ambos casos, para la dimensión de energía tanto en la huella de coste como en la de valor, se ha presenta el coste medio de la energía en el mercado eléctrico durante el año correspondiente, si bien, tal y como hemos indicado anteriormente, para la huella de valor esta cantidad resulta distinta según el valor de la energía en los instantes en los que la tecnología considerada contribuye a la cobertura de la demanda. Como podemos observar, tanto las huellas de coste como las de valor difieren significativamente de las correspondientes al conjunto de energías renovables y de la eólica recogidas en las Figura-7 y 8, pero al igual que para el conjunto de las renovables y para la eólica, en el caso de la energía solar termoeléctrica la huella de valor es significativamente superior a la de costes, y ello a pesar de que en la huella de valor hay muchas de las dimensiones recogidas en la Figura-5 que no han sido valoradas.

 

Figura-10: Comparativa de las huellas de coste y valor de la energía solar termoeléctrica en los años 2010 y 2011. Procesado a partir de los resultados del informe de Protermosolar . La huella de valor tan solo presenta la valoración de algunas de sus dimensiones, por lo que consiste tan solo una cota inferior de la huella de valor real.

En definitiva, en base a la información disponible hasta la fecha, la huella de valor para la sociedad de las energías renovables para generación eléctrica es significativamente superior a su huella de coste, y es importante contribuir a que esto quede meridianamente claro para que los individuos y el conjunto de la sociedad puedan interpretar correctamente las campañas de desprestigio hacia las energías renovables lanzadas por unos lobbies interesados en defender a toda costa sus parcelas de beneficio particular aun a costa del bien de la sociedad, y de unos gobiernos plegados al servicio de estos lobbies que hace mucho que han olvidado que su razón de ser y su responsabilidad es el estar al servicio de la sociedad en lugar de contribuir a la especulación a costa de esta, de tal forma que la sociedad pueda coger las riendas de la gobernanza y redirigir la actuación de gobiernos descarrilados hacia los objetivos de interés para el conjunto de la sociedad.

También hemos podido ver que tanto huellas de coste como de valor difieren significativamente entre las distintas tecnologías renovables. Incluso en el caso de que en las etapas iniciales la huella de coste fuera superior a la de valor y por tanto se requiriera un subsidio neto para esa tecnología, la cuantía de dicho subsidio que quedaría justificada debería evaluarse en base a la evolución esperada de las huellas de coste y valor al evolucionar la tecnología por su curva de aprendizaje. Pero para todos los casos que hemos presentado, incluso en la actualidad ya tenemos huellas de coste significativamente inferiores a las huellas de valor, es decir, con un ahorro neto para la sociedad. En estos contextos, la inteligencia reguladora debe actuar de tal forma que el valor de la retribución regulada a la generación renovable (primas o FIT) sea el valor mínimo adecuado para incentivar su desarrollo a la velocidad requerida (proporcionando retornos adecuados a las inversiones necesarias, así como la seguridad jurídica imprescindible para acometer estas inversiones).

‘Order of merit effect’: La reducción del precio de mercado de la electricidad por la penetración de renovables

Últimamente se escucha a menudo hablar sobre el impacto que tiene la integración de renovables en el sistema eléctrico sobre la reducción del precio de la electricidad en el mercado mayorista, el denominado ‘order of merit effect’ – OoME –, con varias buenas publicaciones explicando y cuantificando este efecto tanto en nuestro sistema eléctrico como en el de otros países con creciente integración de renovables (Alemania). En el contexto actual español de ‘caza de brujas’ contra las renovables en base a calumnias y manipulaciones de la información, me parece muy sano el nivel de difusión que está alcanzando esta derivada segunda de la operación del sistema y mercado eléctrico, reflejo de una creciente democratización y educación sobre el sistema eléctrico, que con el tiempo irá sin duda edificando las herramientas que permitan su transformación hacia la sostenibilidad.

En recientes estudios macroeconómicos sobre el efecto de la introducción de renovables en nuestro país, como el elaborado por APPA (asociación de productores de energías renovables), se apunta a que el ahorro producido en el precio del mercado hasta la fecha como consecuencia de la introducción de energías renovables por el OoME es superior a las primas pagadas a estas tecnologías, concluyendo por tanto que las primas a las renovables proporcionan un ahorro neto. Otros estudios llegan a resultados con el OoME del orden de magnitud de los costes de las primas, en algunos casos algo superior y en otros algo inferior, tanto para los sistemas eléctricos Español como el Alemán (buena revisión aquí).

Otros estudios, como el del Observatorio Crítico de la Energía , en un buen trabajo evalúan el valor de las primas a las renovables que conducirían a un incremento nulo del coste total de la electricidad como suma de sus componentes de mercado y regulada, al equilibrar las primas con el OoME producido.

Sin embargo, en ocasiones me da la impresión de que se pierde la perspectiva global al apoyarse en el OoME como argumento para defender que las primas a las energías renovables no constituyen un coste neto, obviando la insostenibilidad implícita de extrapolar el argumento del OoME en el contexto del sistema eléctrico actual si queremos evolucionar hacia una elevada penetración de las energías renovables. A mí no me cabe duda alguna que el valor de las renovables es significativamente superior a su coste actual (primas), y en el siguiente post desarrollaré un poco más esta línea argumental, pero la argumentación de coste nulo de las primas a las renovables en base al OoME no me parece totalmente adecuada por los motivos que desarrollaré más abajo. Pero antes probablemente se impone una breve introducción al OoME para que tod@s partamos del mismo punto:

La Figura-1 reproduce de forma simplificada el efecto de una creciente introducción de generación renovable en el contexto actual (coste de oportunidad nulo) sobre el precio de casación del mercado mayorista de electricidad. En este mercado, se confrontan las curvas de oferta y demanda de electricidad, determinando el punto de corte de ambas curvas tanto la cantidad de electricidad intercambiada (producida y consumida) en cada hora, como el precio de dicha electricidad (precio de casación). La curva de oferta se conforma acumulando las ofertas de generación en orden creciente de su coste, de tal forma que las centrales de generación que ofertan a menor coste se sitúan al principio de la curva y por tanto tienen prioridad para entrar en la cobertura de la demanda (despacho de energía). Dado el carácter marginalista de este mercado, todas las centrales que ofertaron por debajo del precio de casación cobrarán su generación a dicho precio de casación (a pesar de que para la mayoría de ellas el precio de casación es considerablemente superior al precio original al que ofertaron, que no es su coste de ciclo de vida sino su coste de oportunidad – significativamente inferior al anterior). No vamos a entrar aquí a discutir las importantes limitaciones de este mecanismo de mercado tanto para trasladar correctamente las señales de precio a los consumidores finales, como para capturar adecuadamente los costes de ciclo de vida de la generación de electricidad con cada una de las tecnologías del mix energético. Simplemente nos limitaremos a entender el OoME.

Las energías renovables del Régimen Especial cuentan con una retribución fija a través de una tarifa (FIT) que depende de cada tecnología. Hasta hace poco (RDL 2-2013 del 2/2/2013), existía también la posibilidad, más eficiente desde varios puntos de vista, de que las instalaciones del Régimen Especial vendieran la electricidad al precio del mercado más una prima, pero ya no es el caso (otro de los sin sentidos regulatorios de los últimos tiempos por lo que se refiere a las energías renovables en España, al eliminar la única señal de precio para que la generación renovable participara en la operación del sistema, perdiendo la posibilidad de sacar provecho de la despachabilidad que algunas tecnologías como la solar termoeléctrica pueden ofrecer). En estas condiciones, todas las energías renovables del Régimen Especial entran en el mercado con un coste de oportunidad nulo, pues su interés es generar siempre que sea posible para maximizar la producción de electricidad anual y por tanto sus ingresos por FIT. En otras condiciones (sin FIT), las energías renovables no gestionables (eólica, fotovoltaica,…) seguirían entrando en el mercado a coste de oportunidad nulo, pues con disponibilidad de recurso (sol o viento) tienen que generar electricidad para no perder la oportunidad de hacerlo, pero otras tecnologías renovables como la solar termoeléctrica entrarían con un coste de oportunidad no nulo dado que gracias a su capacidad de almacenar pueden generar la electricidad en periodos distintos a los de captación del recurso renovable, maximizando de esta forma sus ingresos si los precios del mercado transmiten las señales adecuadas en relación al valor de la energía en cada momento.

Además de las renovables, la nuclear también entra en el mercado a coste de oportunidad a coste de oportunidad nulo, aunque en este caso por motivos totalmente distintos: La rigidez de la tecnología nuclear y sus dificultades para regular la generación hacen que le resulte más conveniente ofertar a coste de oportunidad nulo para asegurarse que entra en el despacho y evitar así tener que regular su generación. Además, dado que el precio que cobrará por su generación será el de la última tecnología que oferte (precio de casación) y que además estas centrales se encuentran ya amortizadas, esta estrategia de ofertar a coste de oportunidad nulo le proporcionará grandes beneficios.

Es decir, en el contexto del mecanismo de mercado marginalista (todas las centrales cobrando la electricidad al precio de la oferta más cara que haya entrado en el despacho), las centrales que ofertan a precio más bajo y que tengan su retribución ligada al precio de mercado (no es el caso de las renovables en el contexto actual con una FIT), dependen para la generación de sus ingresos que entren en el despacho otras centrales con ofertas más caras. Esto permite estrategias como las de ofertar a coste nulo para asegurarse la entrada en el despacho, pero sólo mientras el precio de casación final asociado a la oferta de la central más cara que entre en el despacho sea suficientemente elevado como para  proporcionar la rentabilidad necesaria. Evidentemente esta estrategia deja de funcionar a medida que va creciendo la cantidad de energía ofertada a precio nulo, y en el contexto de mercado libre deja de ser sostenible al tender hacia una situación donde todos los generadores oferten a coste nulo, es decir, cuando las ofertas con un coste un nulo y de un valor mínimo para cubrir los retornos requeridos del parque generador ya no entren en la casación.

Bien, pues volviendo al OoME, como podemos ver en la Figura-1, al ir incrementando la generación renovable con coste de oportunidad nulo (todas las renovables del Régimen Especial en el contexto actual), la curva de oferta se desplaza hacia la derecha, de tal forma que el precio de casación en el cual se corta con la curva de la demanda es cada vez menor. Si bien es cierto que la energía consumida será en principio algo superior, pero como consecuencia de las elevadas pendientes de las curvas de oferta y demanda en esta región, tiene mucho más peso la reducción del precio de casación (precio unitario de la energía) que el incremento de la energía intercambiada, conduciendo por tanto a una reducción del coste absoluto de la electricidad comercializada en el mercado mayorista.

 

Figura-1: Efecto de la introducción creciente de energías renovables a coste de oportunidad nulo en el precio de casación del mercado mayorista de electricidad.

 

La Figura-2 recoge la cuantificación de este efecto realizada en el informe de APPA a lo largo de los últimos años, expresada de dos formas: por unidad de energía renovable generada (valor ‘order of merit effect’), y por unidad de energía comercializada en el mercado mayorista (reducción precio mercado mayorista). Para comparar presentamos también el valor promedio de las primas a las energías renovables en estos años.

 

Figura-2: Cuantificación del OoME a lo largo de los últimos años, en términos específicos tanto por unidad de generación renovable como por unidad de energía comercializada en el mercado mayorista. Se presentan también los valores de las primas promedio de todas las tecnologías renovables en estos años. Procesado a partir de los resultados presentados en el informe macroeconómico de APPA.

 

La Figura-3 recoge la evolución a lo largo de los últimos años de los valores anuales del OoME, de las primas y del ‘ahorro neto’, obtenido como diferencia de ambos, tanto en valor específico por unidad de generación renovable como en valor absoluto. Como podemos observar, el OoME se ha ido reduciendo a lo largo del tiempo en términos específicos, manteniéndose relativamente constante en términos absolutos, mientras que las primas se han ido incrementando a lo largo del tiempo, de forma especialmente acentuada en términos absolutos (como consecuencia del crecimiento de la cantidad de electricidad de origen renovable), de tal forma que si bien hasta el año 2009 el ‘ahorro neto’ ha resultado positivo, en los años 2010 y 2011 ya ha resultado negativo.

 

Figura-3: Evolución de los valores anuales del OoME, de las primas y del ‘ahorro neto’ obtenido como diferencia de ambos. Procesado a partir de los resultados presentados en el informe macroeconómico de APPA.

 

En términos acumulados, los resultados son los que nos muestra la Figura-4, en la que podemos observar que si bien el ‘ahorro neto’ ha empezado a decrecer en el año 2011, pero en términos absolutos es todavía muy significativo. En este resultado se apoya el informe de APPA para argumentar que hasta la fecha, el efecto neto de las primas a las renovables han proporcionado un ‘ahorro neto’ para el sistema eléctrico.

 

Figura-4: Evolución de los valores acumulados del OoME, de las primas y del ‘ahorro neto’ obtenido como diferencia de ambos. Procesado a partir de los resultados presentados en el informe macroeconómico de APPA.

 

Bueno, hasta aquí la exposición de los conceptos y de algunos de los resultados obtenidos en relación al OoME y las primas a las energías renovables. A partir de ahora un análisis crítico del OoME y de sus implicaciones reales desde un punto de vista global y bajo la perspectiva de evolucionar hacia un sistema energético basado en energías renovables.

En principio, el OoME podría entenderse como una corrección de las imperfecciones del mercado, en concreto una corrección del hecho de que la mayoría de tecnologías que entran en el despacho de electricidad en un instante dado estén cobrando un precio por la energía (precio de casación) superior al precio al que ofertaron. Pero claramente se trata de un mecanismo de corrección poco eficiente al no estar orientado a objetivos, y claramente conduce a una situación insostenible al proyectarlo hacia el futuro.

En efecto, imaginemos que evolucionamos en la dirección deseada, es decir, que la penetración de renovables en el sistema eléctrico va creciendo hasta eventualmente llegar a cubrir toda la demanda, y que además las tecnologías renovables van evolucionando a través de sus curvas de aprendizaje de tal forma que el apoyo requerido para su despliegue (tarifas o primas a la generación en régimen especial) se va reduciendo con el tiempo hasta eventualmente desaparecer por completo. En estas condiciones, y bajo el contexto del mercado marginalista actual, el precio de casación sería nulo, por lo que el parque generador (en este caso 100% renovable) no obtendría ningún ingreso por la producción de electricidad, y por tanto resultaría económicamente inviable al no proporcionar los retornos requeridos por las inversiones necesarias para desplegar ese parque generador: Es decir, o bien esas inversiones no se llevarían nunca a cabo si la situación pudiera ser anticipada por los inversores, o bien aquellos inversores que se vieran atrapados por esta situación de forma retrospectiva (ese término al que parecen haberse adherido nuestros gobernantes en materia de regulación asociada a las energías renovables) no recuperarían su capital. En definitiva, el sistema eléctrico resultante sería totalmente insostenible.

Evidentemente esta insostenibilidad no sería tal si la retribución asociada a la generación en el caso que apuntábamos arriba estuviera regulada, es decir, si cada una de las tecnologías que participaran en la cobertura de la demanda eléctrica recibiera una retribución regulada por su generación que permitiera cubrir sus costes de ciclo de vida (no los costes de oportunidad) con una rentabilidad aceptable, lo cual no es ni más ni menos que la extensión natural del mecanismo de tarifas (FIT) o primas bajo el que actualmente funcionan las energías renovables en Régimen Especial, con un valor de las FIT o primas que evidentemente se irían reduciendo acompañando a las distintas tecnologías por sus curvas de aprendizaje hasta llegar a establecerse en los valores asintóticos correspondientes a la madurez de cada una de las tecnologías. Por tanto, realmente no creo que resulte adecuado considerar el mecanismo de FIT o primas como un elemento negativo o a superar en la operación de nuestro sistema eléctrico, tal y como actualmente se pregona tanto desde el sector de los generadores convencionales (representados por las grandes compañías eléctricas con intereses en esa generación convencional, que para más guasa provienen de un sistema regulado, y han recibido unas retribuciones – CTC – para su ‘compensar’ su transición al sistema liberalizado), así como desde tendencias emergentes del sector renovable como el autoconsumo (ver post anterior).

Por tanto, vemos cómo el mecanismo de FIT o primas, más allí de constituir un apéndice transitorio para el apoyo al despliegue de las renovables, puede llegar a constituir la herramienta definitiva para operar un sistema con elevada penetración renovable. Pero volviendo al tema que nos ocupa, este escenario ya no corresponde a un mercado libre de electricidad (que habría colapsado por el OoME), sino a un mercado regulado, que siempre y cuando cuente con mecanismos de control y participación democrática (es decir, nada que ver con la regulación energética actual…) puede realmente llegar a ser mucho más eficiente y efectivo que un mercado libre para internalizar todo el valor que aporta la generación basada en energías renovables para la sociedad.

Por otro lado, incluso en la situación actual con limitada penetración de las energías renovables y el mercado eléctrico que tenemos, es preciso analizar con cierta precaución el destino del ahorro asociado al OoME:

• Las renovables, puesto que todas ellas tienen una tarifa fija (FIT) a la que se retribuye su generación (una vez eliminada la opción de prima sobre precio de mercado por el RDL 2-2013) van a cobrar lo mismo independientemente de la reducción del precio de casación por el OoME, y de hecho, su prima equivalente (como diferencia de la FIT y el precio de mercado) se incrementará como consecuencia de la reducción del precio de mercado asociada al OoME.

• La mayoría de los consumidores, al no tener participación directa en el mercado mayorista y encontrarse sometidos a las tarifas del mercado minorista que tienen contratadas con las comercializadoras, tampoco van a ver directamente repercutido el OoME sobre el coste de la electricidad que adquieran. Por tanto, en este contexto, el OoME se traduce directamente en un incremento del margen de beneficio para las comercializadoras, a costa de una reducción del ingreso de los generadores convencionales.

• Esta reducción de ingresos de los generadores convencionales, podría en primera instancia considerarse lícita al corregir algunas de las imperfecciones del mercado marginalista actual, como son los beneficios excesivos (windfall profits) que reciben estas compañías al cobrar el precio de casación para la generación de algunas centrales que ya tienen amortizadas (como las nucleares y grandes hidroeléctricas), pero a medida que fuera creciendo la penetración renovable (y por tanto reduciéndose el precio de casación del mercado), llegaría a sobrepasar ese límite a partir del cual no se obtuvieran los retornos necesarios y lícitos (evidentemente, dentro de ese ‘lícitos’ se excluye la recuperación de inversiones especulativas injustificadas como la del gran parque de centrales de ciclo combinado, cuya responsabilidad debería recaer exclusivamente sobre los que decidieron hacer esa inversión y no sobre la sociedad) de la generación convencional, conduciendo por tanto a la generación de un nuevo déficit de tarifa con origen en la parte de mercado de la tarifa eléctrica (el déficit de tarifa actual tiene su origen en la parte regulada de la tarifa). Y en primera instancia, esa reducción de ingresos en los generadores convencionales (y por tanto de las grandes eléctricas), lo que produce es ese pataleo y acción de lobby contra las renovables del que como hemos visto los últimos gobiernos que hemos tenido no tienen la capacidad, madurez e independencia como para mantenerse al margen.

Por tanto, creo que hay que ser cautos al emplear el OoME como argumento principal para justificar que las primas a las renovables tienen un coste nulo para el sistema eléctrico e incluso que no afectan al déficit de tarifa (el déficit de tarifa actual se genera en la parte regulada de la tarifa, dónde se encuentran las primas a las renovables entre otros elementos de coste, mientras que el OoME afecta a la parte de mercado de la tarifa, y de hecho, tal y como comentábamos, el OoME podría llegar incluso a ser el origen de un nuevo mecanismo de generación de déficit en la parte de mercado de la tarifa), puesto que apoyarse en el OoME conduce a una situación insostenible para el despliegue de renovables en contexto de mercado.

Por lo que se refiere al déficit tarifario actual, las renovables no constituyen ni mucho menos su causa principal, y evidentemente el objetivo principal debería ser el revisar y corregir las ineficiencias del mercado eléctrico que contribuyen a la generación del déficit, empezando por las que existen dentro de la propia parte regulada de la tarifa, y siguiendo por aquellas que se encuentran en la parte de mercado (como los windfall profits que comentábamos anteriormente) y que evidentemente deberían ponerse en juego para compensar el potencial déficit de la parte regulada. Pero una vez corregidas estas ineficiencias, el déficit de tarifa remanente debería eliminarse cubriendo los costes reales del sistema, lo cual incluye los costes asociados a la generación renovable, que no es otra cosa que reconocer el valor que esta generación aporta a la sociedad.

Reflexiones sobre autoconsumo y balance neto

Hace ya algún tiempo que me rondan por la cabeza algunas reflexiones relativas al autoconsumo y balance neto (AC&BN) sin conseguir encontrar tiempo para compartirlas.

En principio, desde su inicio he visto con buenos ojos el despliegue de la estrategia de AC&BN por la capacidad que ha demostrado de contribuir a articular la participación social en la definición del sistema eléctrico, aunque no hay que perder de vista que este no es el interés que está detrás de todos los impulsores del AC&BN.

Sin embargo, debo admitir que tal y como he visto desplegarse la estrategia de AC&BN también me ha generado cierta preocupación sobre la posibilidad de que nos pase eso de que ‘los arboles no nos dejen ver el bosque’, lo cual podría conducir a un retraso adicional en el proceso de transición del sistema energético.

En efecto, creo que es importante no dejarse confundir por apariencias que incentivan el sentimiento de ‘autosuficiencia’, haciéndonos perder de vista la realidad del sistema energético total y de nuestra corresponsabilidad en él y en su sostenibilidad, y más cuando esa ‘autosuficiencia’ tiene realmente un carácter muy parcial, limitándose a un porcentaje relativamente pequeño de la huella energética del edificio, que a su vez constituye una parte relativamente pequeña (y tanto más a medida que se despliega el potencial de eficiencia en los edificios) del total de la huella energética de las personas que ocupan ese edificio. Más aún, estas apariencias pueden inducirnos a pensar que estamos abriendo una dimensión o frente totalmente nuevos, perdiendo la perspectiva de que básicamente seguimos trabajando en la misma dimensión que en la de los últimos años de incentivación de la generación renovable, y que en este contexto es importante mantener la continuidad con el recorrido anterior para asegurarnos de que avanzamos hacia delante en lugar de reinventar la rueda, y para tener una clara conciencia de las nuevas dimensiones que todavía nos quedan por explorar.

Hasta el año 2012, el mecanismo que teníamos en España (FIT: feed in tarif) para impulsar la transición del sistema energético hacia las renovables era el de proporcionar unas primas a la generación renovable, que permitieran a las distintas tecnologías avanzar por su curva de aprendizaje, reconociendo el valor adicional que proporciona esa generación renovable y que no es capturado por el precio asignado en el mercado eléctrico. El FIT  ha mostrado ser eficaz para iniciar el proceso de transición, tanto en España como en otros países donde se ha aplicado, si bien, al igual que cualquier otro mecanismo de apoyo a la transición (como el AC&BN) requiere de una gestión inteligente para que alcance su objetivo haciendo un uso óptimo de los recursos. La gestión que se ha hecho en España del FIT es bastante poco inteligente, tanto por su incapacidad de acompañamiento a la evolución de las distintas tecnologías por su curva de aprendizaje (con lo que ello conlleva de ineficiencia en el uso de los recursos disponibles), como por la incapacidad de producir una potenciación paralela de las distintas tecnologías importantes para configurar un mix energético renovable, así como por el caos legislativo y regulatorio que ha llevado asociado. No es el mecanismo, sino la gestión que se hace del mismo lo que falla.

No nos engañemos, como mecanismo de transición hacia un sistema energético basado en renovables, tanto el FIT como el AC&BN pueden ser equivalentes siempre y cuando estén bien regulados (de hecho el AC&BN puede introducir más limitaciones que el FIT desde la perspectiva del conjunto del sistema energético), y es precisamente aquí donde sigue estando el caballo de batalla.

En efecto, desde un punto de vista físico, y a nivel edificio, no hay gran diferencia entre la situación que teníamos con el FIT y a la que tendríamos con el AC&BN: En condiciones de simultaneidad de producción y consumo, en ambos casos se realiza un autoconsumo de la generación distribuida, con la pequeña diferencia de que la generación se introduzca en la línea de consumo después o antes del armario de conexión a la red y contadores, y en ausencia de simultaneidad de producción y consumo se produce un intercambio con la red de distribución (balance neto o no), tal y como muestra la Figura-1, abasteciendo mayoritariamente la demanda de los edificios en el entorno de la instalación (generación distribuida).

 

Figura-1: Esquemas de generación distribuida ligada a los edificios con el esquema de venta de electricidad a tarifa (FIT) y de autoconsumo con balance neto.

La diferencia fundamental está en que en el caso de FIT la energía que autoconsumimos nos la vende la compañía comercializadora a un precio, que ya en la actualidad puede ser significativamente superior a la remuneración que recibimos por la venta de la generación renovable (FIT), situación que se acentúa más a medida que aumenta el nivel de eficiencia del edificio en el que se encuentre ubicada la  generación distribuida.

Como ejemplo os muestro la situación de la instalación fotovoltaica que tenemos en casa (Figura-2). Se trata de una de las primeras instalaciones acogidas al RD 1578/2008 en el que se redujeron significativamente las tarifas para la fotovoltaica, se introdujo el registro de pre asignación de retribución y se establecieron cupos a la potencia a instalar. La instalación realmente se realizó bajo el contexto del RD 661/2007 (y por tanto con precios de inversión correspondientes a la mayor retribución que asignaba ese RD), pero debido a que un vendaval tumbó el cobertizo solar, fue necesario reconstruirlo y pasó a ser una de las primeras instalaciones bajo el RD 1578/2008. Dado el cambio del contexto regulatorio, me encargué de realizar todas las gestiones administrativas para tomar el pulso a las implicaciones del nuevo contexto, confirmando de primera mano lo que ya se intuía como un despliegue desmesurado de burRocracia (y la segunda ‘R’ resulta indispensable para la adecuada descripción del proceso).

 

Figura-2: Instalación fotovoltaica conectada a la red que tenemos en casa.

 

La instalación fotovoltaica se encuentra situada en una vivienda bioclimática y bioconstruida con un nivel de eficiencia significativamente superior a las exigencias regulatorias. Más información sobre la vivienda puede encontrarse en este sitio .

La vivienda cuenta con un contrato de suministro eléctrico en condiciones de mercado libre (no TUR), si bien es cierto que seguimos siendo consumidores cautivos como consecuencia de nuestra implicación en la lucha contra el caciquismo municipal, pero esto es otra historia…(¿o no?). La Figura-3 recoge la estructura de la tarifa del contrato de suministro eléctrico correspondiente a esta vivienda.

 

Figura-3: Estructura de la tarifa de suministro eléctrico que tenemos en casa.

 

 Hay varios elementos que resulta interesante resaltar de esta Figura-3:

·         La estructura tarifaria actual no incentiva el despliegue de eficiencia energética, de tal forma que cuanto menor el consumo eléctrico, mayor el precio de cada unidad de electricidad, creciendo dicho precio de forma muy acusada al desarrollar el potencial de eficiencia en el sector edificación.

·         Por lo que respecta a la incentivación de la generación distribuida con renovables, para el caso de nuestra casa, con un consumo relativamente bajo, tal y como puede apreciarse en la Figura-3 el precio de cada unidad de electricidad que nos vende la compañía comercializadora (47 c€/kWh) es significativamente superior a la retribución que recibimos por cada unidad de electricidad renovable que inyectamos a la red (33 c€/kWh). Esta diferencia se ha ido acentuando a medida que se fue reduciendo la retribución fotovoltaica: En nuestro caso recibimos la FIT_xavi (33 c€/kWh), que es la que existía cuando entró en vigor el RD 1578/2008, mientras que la última FIT disponible para la fotovoltaica integrada en edificación es la que se muestra en la Figura-3 como FIT_2012 (26 c€/kWh).

·         El peso relativo del término fijo de la tarifa eléctrica crece a medida que se incrementa el nivel de eficiencia. Para el caso de nuestra vivienda, el término fijo de la tarifa representa más del 50% del coste total de cada unidad de energía, peso que se irá incrementando a medida que aumente el nivel de eficiencia.

El término fijo de la tarifa es el que en principio se considera que debería seguir pagando un usuario bajo el contexto de AC&BN, existiendo incluso voces que defienden la necesidad de incrementarlo en base al argumento de que existe un desajuste entre la fracción de costes fijos del sistema eléctrico y los costes fijos reflejados por la tarifa. Los costes fijos del sistema eléctrico son del orden del 50% de los costes totales, y en el caso de edificios con un consumo eléctrico elevado en relación a la potencia instalada es cierto que el término fijo de la tarifa representa un porcentaje inferior (por ejemplo, si en nuestra casa consumiéramos 30 kWh/d, el término fijo de la tarifa representaría un 22% del total), y en este caso parte de los costes fijos del sistema se cubrirían con el término variable de la tarifa. Pero tal y como muestra la Figura-3, esta situación se invierte a medida que se despliega eficiencia en los edificios.

Por lo que respecta a la dimensión económica, tanto la FIT como el AC&BN se apoyan en establecer contextos que permitan viabilizar económicamente esas instalaciones de generación renovable con una gran concentración de los costes en su ciclo de vida situados en la inversión inicial. La FIT busca directamente proporcionar una rentabilidad suficiente a esa inversión mediante la retribución de la electricidad generada y está directamente relacionada con cada una de las tecnologías que se quieren potenciar (la FIT varía de tecnología a tecnología), y el AC&BN también pide ese apoyo económico de forma indirecta mediante la compensación de consumos y de forma más directa mediante el establecimiento de acuerdos de ‘balance neto’ que permitan valorar la generación excedente a un precio superior al del mercado mayorista. Resulta relevante destacar que el AC&BN deja de estar vinculado a las distintas tecnologías, y por tanto pierde la capacidad de incentivar aquellas tecnologías que se consideren relevantes desde la perspectiva de la sostenibilidad del sistema energético total, al mismo tiempo que se apoya en la incentivación diferencial e incompleta que el FIT ha realizado sobre las distintas tecnologías hasta fecha de hoy.

Por tanto, vemos cómo independientemente de que se trate de un mecanismo FIT o de uno AC&BN, el reto fundamental es el mismo, esto es, articular una regulación inteligente que permita desplegar la eficiencia y transición hacia un sistema basado en renovables: Procedimientos administrativos adecuados (eliminar la burRocracia), valores de FIT suficientemente elevados para reconocer el valor de la generación distribuida con renovables al mismo tiempo que haciendo un uso óptimo de los recursos, o mecanismos de balance neto y pago de peajes adecuados.

Otro aspecto que me preocupa son las implicaciones del concepto ‘balance neto’ en relación con la realidad de nuestra huella energética. Para el caso del autoconsumo, el ‘balance neto’ a veces suena como un elemento de negociación para tranquilizar a otros actores del sistema eléctrico mediante el acotamiento implícito de la potencia a instalar, de tal forma que la aportación total del generador distribuido quede por debajo del consumo eléctrico del edificio (más o menos por debajo según las restricciones que se adopten para definir las condiciones de balance neto). Pero va más allí de esto, e incluso la Directiva sobre el desempeño energético de los edificios (2010/31/EU) hace hincapié en los edificios de consumo casi-nulo, que deberían ser el estándar en la UE a partir del 2021 (a pesar de que la propia Directiva no aclare en qué consisten exactamente), y que incorporan el concepto de compensación de consumo con generación renovable asociada al propio edificio. Es decir, que hay una fuerte tendencia a centrarse en el edificio como unidad de compensación energética, lo cual a mi juicio tiene los siguientes inconvenientes:

·         El despliegue de eficiencia en los edificios tiene el potencial de producir una gran reducción de la demanda energética de los mismos (ver cuantificaciones potencial eficiencia del sector edificación en informe Energía 3.0. La realización de este potencial debería ser el objetivo, en lugar de la compensación de su consumo mediante generación renovable distribuida. Por tanto, si partimos de que dicho potencial se despliega, la generación distribuida asociada al concepto de balance neto a nivel edificio puede resultar bastante limitada en relación al conjunto de necesidades del sistema energético.

·         A nivel de interacción eficiente de la demanda de los edificios con el sistema energético, hay opciones de generación renovable distribuida que pueden ser significativamente más eficientes que la integración de generación renovable en el propio edificio.

·         El consumo de energía de los edificios tan solo constituye una parte de la huella energética de las personas que ocupamos estos edificios. A modo de ejemplo, la Figura-4 recoge la monitorización de los principales componentes de la huella energética en nuestra casa, junto a la contribución de la generación fotovoltaica asociada a este edificio. Como puede apreciarse, si bien la generación fotovoltaica es superior al consumo eléctrico de la casa, pero representa una fracción relativamente pequeña del conjunto de la huella energética. La Figura-4 también muestra como mejoraría el balance cuando podamos electrificar la componente del transporte, en cuyo caso la generación fotovoltaica ya conseguiría compensar todas las componentes de nuestra huella energética recogidas en la Figura-4. (más info en este enlace).

 

Figura-4: Evolución de algunos componentes de la huella energética (energía final) de nuestra casa.

 

De hecho, el acotamiento implícito en la capacidad de generación distribuida que plantea la aproximación del balance neto, además de introducir una gran limitación en el alcance de la cobertura de la huella energética, también corta de raíz la posibilidad de que los 'pioneros' en el impulso de la transición cubran con sus instalaciones parte del consumo de sus vecinos (consumo local) que no instalan generadores renovables en sus edificios, frenando por tanto la velocidad de transición.

Además, tanto el FIT como el AC&BN son mecanismos bastante limitados por lo que respecta a asumir el grueso de las responsabilidades del sistema energético: Es decir, son válidos como procesos de inicio, pero no como situación definitiva.

En efecto, el FIT conduce a instalaciones de generación renovable que no asumen responsabilidad alguna sobre los requerimientos de regulación del sistema eléctrico. De hecho, el único mecanismo que permitía asumir parcialmente parte de estas responsabilidades, que era la posibilidad de operar con retribución a precio de mercado + prima (en lugar de una tarifa fija) ha sido eliminado de cuajo por el RD-L 2/2013 de este mismo mes de febrero.

Por su parte, el AC&BN, si bien representa un paso adelante en lo relativo a asumir responsabilidades de acoplamiento con la demanda (potencia que la demanda del edificio en el que se encuentra la instalación se desplace para acoplarse a la capacidad de generación con el fin de maximizar el beneficio económico) dentro de la frontera del edificio, pero sigue sin asumir responsabilidades más allí del propio edificio: Pensemos por un momento qué sucedería en el caso límite de un gran despliegue de autoconsumo monotecnológico (por ejemplo fotovoltaico, en base al buen posicionamiento de costes que los esquemas FIT han permitido alcanzar a esta tecnología), con una gran simultaneidad de la producción de excedentes, y dónde por tanto resultaría difícil encontrar edificios con capacidad de absorber la demanda excedente de los generadores distribuidos, de tal forma que en la práctica se anularía la posibilidad del balance neto.

Es decir, si bien para las etapas iniciales de la transición energética ambos mecanismos (FIT y AC&BN) son adecuados y de hecho resultan bastante equivalentes cuando se regulan con inteligencia, pero ninguno de ellos proporciona el contexto para encauzar y completar dicha transición.

Por tanto, creo que en la medida de lo posible es necesario trascender a los planteamientos del autoconsumo con balance neto, dirigiendo los esfuerzos hacia la estructura del mercado eléctrico y de las tarifas de consumo, que son los que marcan las posibilidades e implicaciones de la relación de la demanda (es decir, nosotros) con las compañías comercializadoras y con el sistema eléctrico, y que constituyen el núcleo dónde activar la participación de la demanda en el sistema y de canalizar la interacción de señales de precio entre el sistema y los usuarios.

De hecho, aunque el contexto actual resalte el autoconsumo vinculado a la autogeneración, y a través de él se pueda contribuir a empezar a articular la sociedad para ejercer su responsabilidad sobre la configuración y operación del sistema eléctrico, deberíamos empezar a dirigir la atención hacia el hecho de que antes del autoconsumo ya teníamos disponible la AUTOdemanda. De hecho, desde siempre la demanda ha sido AUTOdemanda, y es realmente en esta dimensión dónde se encuentra el poder real de la sociedad para influir en la configuración y operación del sistema.

En efecto, si bajo el concepto de autoconsumo podemos aspirar a introducir en unos años del orden de 2 GW de potencia de generación distribuida, como demanda disponemos ya de una potencia superior a los 100 GW (del orden de 45 GW sería la potencia pico actual de la demanda, pero bajo una acción coordinada, la potencia disponible desde la demanda es considerablemente superior) que es el total de la potencia instalada en nuestro sistema eléctrico. Y esta demanda, articulada mediante mecanismos (técnicos, administrativos y económicos) inteligentes puede actuar como centrales virtuales con capacidad de facilitar la integración eficiente de la generación renovable en el sistema eléctrico, ejerciendo una influencia muy superior sobre la definición y operación del sistema de lo que puede proporcionar el autoconsumo, y con un modo de participación que está al alcance de todos y cada uno de los usuarios del sistema eléctrico (lo cual no sucede con la generación distribuida). De hecho, bajo esta perspectiva de articulación de la participación de la demanda se pueden alcanzar formas de ‘autoconsumo’ más avanzadas en las que se trasciende la frontera física del edificio para abarcar la del conjunto del sistema energético, y dónde el consumo en un edificio concreto puede quedar directamente vinculado y responder a las necesidades de una instalación de tecnología renovable situada en un emplazamiento distinto, permitiendo alcanzar niveles de eficiencia técnico-económica muy superiores, tanto por ampliar el abanico de tecnologías renovables involucradas (diversidad), como por acceder a mejores emplazamientos y por permitir la optimización del tamaño de las instalaciones. De hecho, este escenario donde se comparten las instalaciones de generación renovable entre distintos usuarios, así como la responsabilidad por la operación del conjunto del sistema, realmente parece mucho más avanzado en términos de sostenibilidad que el de tener cada uno en su tejado su instalación y de desprenderse de la parte de responsabilidad compartida por la operación del conjunto. En efecto, las aproximaciones colaborativas ofrecen mucho más potencial de transición hacia la sostenibilidad que las aproximaciones individualistas, que por otro lado se encuentran en la esencia de la estructura que nos ha conducido hasta la situación actual.

Ya hace mucho tiempo que podríamos haber empezado a exigir y reclamar la incorporación de la gestión de la demanda, mediante su agregación con mecanismos inteligentes (así como estructuras regulatorias y tarifarias que reconozcan y retribuyan su participación en la operación y definición del sistema), lo cual proporcionaría un potencial de influencia sobre la transición energética muy superior al que nos pueda dar el autoconsumo por sí solo (aunque el autoconsumo constituya una parte más de la articulación de la participación de la demanda).

En definitiva: ojalá que la ola que ha empezado a ganar momento con la idea del autoconsumo en cuanto a su capacidad de articular la involucración de la sociedad en la definición y operación del sistema energético, tenga capacidad de extender su alcance y visión al grueso del potencial de la participación e involucración de la demanda en la operación y definición del sistema, antes de que esta ola vaya a romperse contra el espigón del regateo con aquellos interesados en mantener el status quo del sistema actual y retrasar su transición hacia la sostenibilidad.