Debate

ANÁLISIS

Energía distribuida: Desaciertos de España y propuestas en Argentina

Rocío Hortigüela: “La generación distribuida genera un mercado competitivo de verdad”

CLEAR ENERGY

Semanas atrás, en su paso por el congreso AIREC 2016 al que fue invitada para disertar sobre “Las lecciones aprendidas del caso español”, Clean Energy News entrevistó a Rocío Hortigüela, expresidenta de la Asociación Nacional de Productores de Energía Fotovoltaica de España, excopresidente de Unión Española Fotovoltaica y actual gerente de Entiba Energy.

El caso de España sigue causando asombro. El país que ha sabido ser líder mundial en desarrollos renovables está en retroceso, lo que podría echar por tierra toda su ventaja tecnológica y su gran potencial.

En este contexto, el año pasado, el gobierno español dictó el real decreto que regula el suministro y producción de electricidad mediante autoconsumo. La normativa, que buscaría impulsar la generación distribuida de energía de fuentes renovables, ha generado el ya famoso “impuesto al sol”, un peaje de respaldo que deberán pagar los autoconsumidores conectados a la red para pagar el déficit eléctrico.

CEN: ¿Cómo funciona la microgeneración o generación distribuida hoy en España?

RH: -En España, la generación distribuida es algo que seguimos peleando. La normativa hasta ahora no era específica para microgeneración, estaba dentro del Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión, y con ese reglamento se hacían proyectos fotovoltaicos principalmente en los tejados de las empresas. Como teníamos una Feed in Tariff (tarifa diferencial) para las renovables que era muy favorable –cuando el marco regulatorio era todavía adecuado–, todo el mundo prefería generar electricidad, aunque sea en su propio tejado, y venderla. Prefería verterla a la red para que se la recibiesen a ese precio de 450 euros el MWh, y después consumir de la red. Una  cosa que es absurda, pero sí, así se hizo. No se planteó un balance neto. A partir de que empezaron los recortes y que cambió la regulación y ya no se podía acceder a la red, los grandes consumidores, los que eran intensivos en el consumo de energía eléctrica empezaron a plantearse nuevamente las cosas.

-¿Qué tipos de usuarios se volcaron a este esquema?

-Se hacían proyectos fotovoltaicos principalmente en los tejados de las empresas. Las que empezaron primero fueron las empresas que consumían más,  y segundo, las que su curva de carga coincidía con la curva de producción de la solar. ¿Por qué? Porque se amortizaban antes los proyectos. Allí hubo entre los años 2013 y 2014 un crecimiento progresivo de proyectos, eran pequeños proyectos, de 100 kW- 200 kW- 500 kW. Pequeños me refiero en comparación con lo que se había hecho hasta ese momento, pero no eran proyectos de micro de 1 kW o 5kW,  como se ha planteado después.

Cuando se paralizó todo el sector de las grandes plantas, y digamos que la única salida que le quedaba al sector de las renovables era el autoconsumo, el balance neto y la microgeneración, toda la industria empezó a empujar al gobierno para que sacara una regulación específica. Y la regulación salió el año pasado. Para desgracia de la industria la regulación es muy restrictiva. No contempla el balance neto para compensar lo que estás inyectando a la red con lo que consumes, los incentivos para poner tu instalación se ven minorados porque el gobierno aprovechó para poner un peaje. Es como un impuesto para pagar la red que tú no usas.

El concepto es: la red ya existe, tú no la usas porque estás usando tu propia energía que se consume de tu red interior, pero cuando la necesitas porque tu planta fotovoltaica no produce, y entonces consumes de la red, debes pagar por todo el tiempo y no solo por el período que la usas. Es decir, para compensar ese pago, por todo lo que tú produces y consumes en tu propia casa, tienes que pagar un peaje de red, y es tan alto que desincentiva el que haya proyectos de microgeneración. Es decir, lo que antes se podía amortizar en cinco o seis años, ahora pasó a 12 en el caso del doméstico.

-¿Qué pasa con la energía que se inyecta a la red?

-Lo que inyectas a la red lo regalas. No te lo pagan. Hasta esta nueva regulación, tú podías vender a precio de mercado. La microgeneración está totalmente desincentivada. Si eres un productor autoconsumidor de energía, debes pagar el peaje  y tienes que estar en un listado de productores para que te registren. Si no te registras y te pillan, las multas que pagas se equiparan a las de un vertido nuclear. Salvo en las instalaciones de más de 100kW. (Se compra al precio horario que exista en el momento en que se vierta la energía).

-¿Hasta qué potencia se autoriza?

-Hasta 10 kw, que tienen menos cargas administrativas, luego entre 10 kW a 100 kW, y de 100 kW en adelante. La diferencia radica en el trámite administrativo y la posibilidad de inyectar a la red o no y vender.

-En este momento de las energías renovables en la Argentina, ¿por qué sería  importante avanzar con la generación distribuida?

-El desarrollo de la microgeneración es importantísimo. Uno, porque permite que de repente en el sistema eléctrico que normalmente está dominado por pocos actores puedan entrar muchos más. Se abre a un mercado competitivo de verdad, donde además el consumidor puede decidir cuándo compra y cuándo vende según  los precios.

La microgeneración tiene varias virtudes. Primero, te reduce las pérdidas de transporte y distribución, que en España están alrededor del 14 por ciento. Esto se traduce a un ahorro del mismo porcentaje. Genera esa capacidad decisoria al prosumidor, que va a tener mucha fuerza en la compra venta. Si de verdad les dejan, en los casos de que puedas volcar a la red, podrán usar la red como una gran batería.  Y con una tarifa diferencial, sería fantástico.

Por otro lado, tira de la industria de la pequeña y mediana empresa desde abajo, y tira de ella localizada en diferentes sitios, no sólo en el centro de Buenos Aires. Puede generar industria en cada sitio. Porque ahí no solo estás generando electricidad, estás generando valor. Generando industria y puesto de trabajo, consumo local y descentralizado, lo que te genera riqueza en todo el país.

Otro punto importante es hacer microgeneración ya no solo en tu propia casa, sino también en comunidades y entre vecinos.

-¿Qué sucedió con el Feed in Tariff en España?

-No hubo un acompañamiento tarifario del Feed in Tariff al precio de la tecnología que sí estaba previsto. El gobierno español tenía una serie de organismos, entre ellos la Comisión Nacional de Energía, que iba registrando todos los megavatios que iban entrando a la red en cada punto. Además, como las redes son privadas, de las compañías eléctricas, las propias eléctricas  informaban a la administración sobre qué proyectos,  de qué potencia, en qué nudos, y cómo se iban llenando las redes. Las propias eléctricas alertaban al gobierno y a la administración en aquel momento de que se les estaban llenando las redes, y que algunos nudos estaban congestionados. Pero el gobierno hizo oídos sordos, lo que querían era hacer cuanto más megavatios mejor.

Y para las Comunidades Autónomas, para ellos era estupendo, porque era una fuente de riquezas e ingresos maravillosa que no les costaba nada, porque ellos la tarifa eléctrica no la pagaban, porque la pagaba el sistema eléctrico. A ellos les venía estupendo, por lo que facilitaban la administración para hacer todo lo más rápido posible para que se hicieran más proyectos.

Y allí sí tuvimos congestión logística, llegó un momento en el que no encontrabas ni cables (cables de 6 milímetros), no había. De todo faltaba, grúas, equipos electrógenos, no había. Todo estaba al límite.

-Entonces el problema no fue el instrumento tarifario en sí…

-No, el problema no fue el instrumento tarifario, que fue muy bueno en su inicio. Ese instrumento preveía que tenía que haber cambios y un acompañamiento que no se siguió. A nadie le preocupaba. Creíamos que éramos ricos. España estaba en la cresta de la ola con un crecimiento por encima del 5 por ciento, había liquidez de los mercados, los bancos prestaban dinero y había movimiento.

La demanda eléctrica iba creciendo a una razón del 5 por ciento anual, y entonces se pensaron que aquello iba a ser infinito. Cuando llegó la crisis, no sólo no crecíamos al 5 por ciento anual sino que decrecíamos.

-El momento en el que empezó el desarrollo renovable en España, ¿influyó en la crisis? Es decir, ¿se apostó por un instrumento tarifario y no pudieron reaccionar a la rápida maduración de la tecnología?

-Sin ninguna duda. No se esperaba que fuera tan rápida la curva de madurez, pero se sabía que debía haber una maduración y una bajada de los precios. Aquel real decreto preveía que tenía que haber una bajada de tarifa y que sería el propio gobierno el que acompañaría esa tarifa. Y datos tenían de sobra. A la eólica la acomodaron un poco mejor, y en 2007 hicieron una modificación, pero la solar fotovoltaica no la tocaron aun sabiendo que era una tecnología muy flexible. Cuando quisieron reaccionar fue demasiado tarde, y no les quedó  otra que decir, ya no se hace ni un solo parque más. Y a los que ya estaban ya hechos se les recortaron los subsidios. La peor decisión.

-¿Qué es lo que sí hizo Alemania y que no hizo España en la promoción de las renovables?

-Alemania hizo una planificación de su matriz energética, sabía que en determinado plazo tenía que sacar las nucleares del sistema, sabía que tenía tanto carbón en el sistema que tenía que ir reduciendo por los compromisos de Kioto, y quería sustituirlos por térmicas de gas y renovables. Hizo un plan y lo hizo a largo plazo con objetivos. Y han ido siguiendo su plan.

Además el plan estaba más consensuado. En España lo que ocurrió es que el gobierno hizo un plan de renovables que era por cinco años y se lanzó a promover las renovables y a atraer inversiones. Pero por su lado, las grandes compañías eléctricas tenían sus planes de inversión particulares de ciclo combinado porque tenían contratos con Argelia y con Libia, y tenían un consumo de gas ya comprometido. Estos proyectos siguieron adelante. Y en plena crisis en 2009, las eléctricas metieron un 15 por ciento más de potencia convencional en el sistema, cuando no nos hacía ninguna falta. De hecho ya sobraba potencia pero convencieron al gobierno para que les pagara esa potencia.

-¿Cómo compiten las renovables con la energía nuclear hoy en España?

-En España se habla de que la energía nuclear es muy barata. Claro que es barata. Primero, porque las centrales ya están amortizadas; segundo, porque están produciendo y tienen un retorno: les pagan esa  producción al precio marginal a la tecnología más cara en cada hora;  y tercero, porque ellos no pagan el reciclaje del combustible. Toda la gestión del combustible nuclear lo paga el Estado español, está socializado. Claro que es barata, si yo te invito a cenar y pagas tú, entonces es estupendo.

-¿Por qué los gobiernos españoles han pasado de la promoción a la denostación de las renovables?

-El gobierno tiene una deuda que yo la llamo ficticia. Se generó un déficit tarifario que vamos a tener que pagar en los próximos 30 años, lo que es más que un coste real un coste político. Todo ello a raíz de las concesiones que les han dado los diferentes gobiernos a las eléctricas cada vez que ha habido una modificación en el sistema eléctrico.

Y dicen que las renovables son caras e intensivas en el capital y no aportan al sistema, son especulativas… El gobierno de (José Luis Rodríguez) Zapatero, ese mismo gobierno que impulsó las renovables, después nos llamó especuladores.

Tarifa diferencial para usuarios: el modelo que AEA considera más virtuoso para desarrollar Generación Distribuida con renovables

ENERGÍA ESTRATEGICA

Alejandro Zitzer, presidente del grupo de trabajo especializado de la Asociación Electrotécnica Argentina (AEA) analizó en una entrevista para energiaestratégica.com los modelos que permitirían a los usuarios particulares inyectar energía limpia a la red.

-Qué propuestas de marco regulatorio elaboraron para la generación distribuida?

Un marco regulatorio hace referencia a las cuestiones administrativas, técnicas, legales y económicas. En AEA trabajamos en reglamentaciones técnicas y, en particular, el trabajo que hemos realizado en relación a la Reglamentación AEA 90364-7-712, el cual trata las reglas particulares para la instalación en lugares y locales especiales de sistemas de suministro de energía mediante paneles solares fotovoltaicos, es definitivamente un valioso aporte técnico a un potencial marco regulatorio para la generación distribuida con energías renovables, en particular, mediante energía solar fotovoltaica.

-¿Cuál considera que sería el modelo más virtuoso aplicar en Argentina?

En mi opinión, más allá que en nuestro país se ha comenzado a realizar un trabajo de sinceramiento de precios de la energía, en particular de la energía eléctrica a partir de la quita de subsidios al pago de la energía consumida y del aumento del precio del kWh consumido, creo que el modelo adecuado para iniciar un desarrollo de mercado es el de la tarifa diferencial por generación con energías renovables, es decir, el feed in tariff.

Este modelo debería aplicarse, planificación mediante, de forma escalonada y descendente en un determinado período de tiempo, acompañado de un plan de créditos blandos para la adquisición del equipamiento y la instalación del mismo, de forma tal que en la medida que los usuarios comiencen a utilizar a las energías renovables como fuente de generación energética asociada a la generación distribuida, se vaya formando una economía de escala que permita que los precios de los equipos y de la instalación vayan descendiendo y, en la medida que esto suceda y los precios de la generación energética convencional continúen en aumento, se pueda pasar a una etapa intermedia de medición real neta, pensando en una prospectiva futura de paridad de red.

-¿Están trabajando el tema con el ENRE?

Si bien no estamos trabajando específicamente en este tema con el ENRE desde AEA, sí estamos trabajando conjuntamente en el Sub Comité de Energía Solar Fotovoltaica en IRAM, en la normativa de requisitos y ensayos de inversores de conexión a red, ya que tanto el ENRE como el resto de los actores del mercado tenemos objetivos comunes en cuanto al desarrollo de la generación distribuida con energías renovables, en particular con energía solar fotovoltaica, siendo este equipo un elemento clave en la conformación del sistema solar fotovoltaico.

- ¿Y con el Gobierno?

La AEA es una institución centenaria y muy prestigiosa, cuyas reglamentaciones han servido para el desarrollo de la industria y el mercado eléctrico en nuestro país, por lo tanto el trabajo que realizamos en la institución está a disposición de los organismos de Gobierno.

El objetivo básico y central es que de una vez por todas las energías renovables tengan un real desarrollo en la Argentina y el aporte de todos será fundamental para que se cumpla dicho objetivo.

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