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Timestamp: 2019-10-20 19:19:30+00:00

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Publicamos Informe de la CNE sobre la propuesta de Real Decreto por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos.
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En la formulación adoptada por la propuesta, el término de retribución a la inversión puede alcanzar valores negativos. Ello sería incompatible con el diseño de un régimen retributivo específico que persigue fomentar este tipo de producción.
El Informe de la CNE responde a la solicitud de informe preceptivo de la Secretaría de Estado de Energía del Ministerio de Industria, Energía y Turismo (en adelante SEE), sobre la propuesta de real decreto por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos (en adelante, la propuesta), una vez analizados los comentarios recibidos en el trámite de audiencia a los interesados a través de los miembros de su Consejo Consultivo de Electricidad.
Se considera que con el trámite de urgencia con el que se plantea la consulta, coincidente en el tiempo con un Anteproyecto de Ley del Sector Eléctrico y varios reales decretos y órdenes, no se garantiza la participación efectiva de los distintos agentes involucrados. Máxime, cuando se solicita informe sobre una nueva metodología de retribución, que afecta tanto a instalaciones nuevas como a existentes, sin conocer el valor de los parámetros que dotarán de sentido económico dicha metodología, que resulta por otra parte compleja. Asimismo, la memoria que acompaña a la propuesta es muy escueta y no aporta justificación para gran parte de los cambios introducidos.
La propuesta desarrolla el cambio del modelo retributivo aplicable a las instalaciones de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos ya establecido en el reciente Real Decreto-Ley 9/2013, de 12 de julio. Este modelo es novedoso, pues no tiene reflejo en la UE y deberá ser desarrollado mediante orden ministerial que establecerá unos parámetros difíciles de concretar y cuantificar, sobre todo para las instalaciones existentes.
Cabe recordar que la razón de ser de la existencia de los incentivos económicos a la producción a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos es corregir uno de los llamados “fallos de mercado” en el sentido de compensar los costes ambientales, sociales y de suministro a largo plazo que otras formas de generación no internalizan por completo, para así definir un terreno de juego equilibrado y conseguir un desarrollo energético económica y medioambientalmente sostenible que cumpla además con los objetivos previstos en la planificación y con los compromisos adquiridos con la Unión Europea.
Los incentivos económicos se contemplaron en la Ley 54/1997, del Sector Eléctrico, de forma que las instalaciones que utilizan fuentes de energías renovables, cogeneración y residuos alcanzasen una rentabilidad razonable, teniendo en cuenta el precio del dinero en los mercados de capitales. Al mismo tiempo, se diseñaron estos incentivos de forma que se incentivara la producción de energía eléctrica mediante tecnologías novedosas y poco maduras.
Ahora bien, el Real Decreto-Ley 9/2013 modifica la estructura de estos incentivos: establece una retribución específica, con un término fijo por unidad de potencia instalada, completado en su caso, por un término de operación, para que las instalaciones perciban con mayor claridad la señal de precio del mercado. La nueva metodología pretende promover estas energías mediante incentivos económicos calculados para que la instalación obtenga una rentabilidad razonable financiada con recursos propios. Se define esta rentabilidad antes de impuestos como las Obligaciones del Estado a diez años en el mercado secundario, incrementado con un diferencial de 300 puntos básicos.
Esta Comisión considera que el diseño de los mencionados incentivos económicos debe basarse en la definición de unos adecuados parámetros de eficacia (consecución de los objetivos establecidos) y de eficiencia (lograr que dicho cumplimiento se realice al menor coste posible). En este sentido, se ha de señalar que no se tiene constancia de que exista un modelo retributivo similar al reflejado en la propuesta en ninguna jurisdicción de la Unión Europea, así como tampoco en otros países de cuyos sistemas de apoyo se tiene conocimiento a través de asociaciones internacionales de organismos reguladores. La nueva metodología podría asegurar una rentabilidad razonable en la medida en que ofrece una retribución adicional a las instalaciones durante su vida útil, lo cual igualaría el terreno de juego para que puedan participar en el mercado percibiendo asimismo la señal del precio del mercado sin distorsiones.
La nueva metodología incorpora revisiones periódicas de la retribución específica con el fin de asegurar la obtención de la denominada rentabilidad razonable, evitando infra-retribuciones, y también supra-retribuciones; sin embargo, presenta asimismo grandes incertidumbres para su aplicación a las aproximadamente 60.000 instalaciones existentes, ya que su aplicación depende de una serie de parámetros estándar que serán definidos en la orden de desarrollo del real decreto.
Se define la retribución específica compuesta por dos términos: uno relativo a la inversión, y otro, a la operación. El primero es un término por unidad de potencia instalada que pretende cubrir los costes de inversión de una instalación tipo que no pueden ser recuperados por la venta de energía, mientras que el segundo, es un término por unidad de energía para cubrir los mayores costes de explotación en relación con los ingresos por la participación en el mercado de dicha instalación tipo.
Cuando el término de operación tenga un valor significativo, por ejemplo, en tecnologías con costes variables relevantes, como la cogeneración, podría suceder que su funcionamiento fuera indiferente a la señal del precio de mercado. Con el fin de promover una operación eficiente y que estas instalaciones obtengan una señal de precio adecuada, cabría plantear la eliminación del término de operación e incluir en el cálculo del término de inversión todos los costes de inversión y de explotación no recuperados por la venta de energía y por otros posibles ingresos de explotación, tales como la venta del calor en las instalaciones de cogeneración o los ingresos por la venta de electricidad al consumidor asociado. En su caso, las posibles variaciones trimestrales/semestrales de los precios de los combustibles fósiles usados en la cogeneración, podrían dar lugar a la revisión del término de inversión, de forma análoga a como se recoge en el artículo 41 de la propuesta.
Se echa en falta en el articulado de la propuesta la definición del concepto de número estándar de horas equivalentes de funcionamiento por instalación tipo; la orden ministerial por la que se aprueben los parámetros retributivos debiera especificar, para cada instalación tipo, el número estándar de horas equivalentes de funcionamiento implícito que se ha tenido en cuenta; con tal fin, la propuesta que ahora se informa debería aludir a dicho concepto.
Por otra parte, en la formulación adoptada por la propuesta, el término de retribución a la inversión puede alcanzar valores negativos. La posibilidad de una retribución negativa podría considerarse incompatible con el diseño de un régimen retributivo específico que persigue fomentar este tipo de producción complementando los ingresos obtenidos de la venta de energía en el mercado. A falta de conocer la propuesta de orden por la que se aprueben los parámetros retributivos necesarios para la aplicación de la propuesta ahora informada, esta Comisión considera que, en todo caso, para una mayor transparencia regulatoria, esta posibilidad debiera ser expresamente excluida en el texto de la propuesta.
Adicionalmente, en el caso de las instalaciones existentes, la referida formulación conlleva aplicar a una corriente de flujos de caja pasados (basados en los estándares de ingresos medios y costes de explotación definidos para cada instalación tipo) una tasa de retribución financiera que podría ser distinta a la considerada en el momento en el que se adoptaron las decisiones de inversión que generaron dicha corriente de flujos.
En línea con lo anterior, no parece conveniente el establecimiento de una retribución adicional aplicable a las instalaciones situadas en los sistemas no peninsulares. Es cierto como señala la memoria de la propuesta que las energías renovables reducen el coste de generación en los sistemas aislados pero también reducen el precio del mercado en la península, y por otra parte, que en los sistemas no peninsulares la penetración de estas tecnologías es relativamente inferior que la media peninsular, aunque esto también sucede en algunas Comunidades Autónomas de la península y no se proponen para ellas incentivos adicionales. Las causas de esta menor penetración no están tanto en un recurso relativo inferior sino más bien en unos procedimientos administrativos autorizatorios o de ocupación del territorio más complejos. La CNE considera que el fomento de la generación a partir de fuentes de energía renovable, cogeneración de alta eficiencia y residuos, debería seguir siendo tratado de manera homogénea en todo el territorio nacional, puesto que estas instalaciones son tan ventajosas en la península como fuera de ella, dado que con ellas se reduce la dependencia energética y las emisiones de CO2 globales, permitiendo además cumplir los compromisos europeos establecidos respecto a estas energías. Ello no es óbice de que puedan celebrarse puntualmente subastas de nueva capacidad renovable en cualquier lugar del territorio nacional, si la política energética y medioambiental así lo entendiera.
Por otra parte, la Comisión valora positivamente la desaparición del límite de 50 MW de potencia instalada para la inclusión en un régimen diferenciado; se unificaría así la regulación aplicable a todas las instalaciones de generación a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos, con independencia de su potencia. Por otra parte, y a falta de justificación para su exclusión, debería adaptarse el ámbito de aplicación de la propuesta para no dejar fuera del mismo a las instalaciones hasta ahora incluidas en los grupos/subgrupos a.1.3 (cogeneración con biomasa), b.7.3 (biocombustibles líquidos) y c.3 (residuos que se consumen al menos en el 50% de la energía primaria utilizada) del derogado Real Decreto 661/2007. Debe asimismo tenerse presente la definición de parámetros retributivos específicos para las instalaciones acogidas al artículo 45 y a la disposición transitoria segunda de dicho Real Decreto 661/2007.
La CNE recomienda definir mejor los criterios para establecer si una instalación es independiente o debería ser considerada junto a otras, como una única instalación; debería también especificarse qué se entiende por potencia pico de una instalación solar fotovoltaica. Se echa en falta asimismo una definición del concepto de producción neta.
El derecho de acceso debería verse expresamente acompañado de los derechos de conexión y prioridad de evacuación de las energías renovables y de la cogeneración de alta eficiencia; esta Comisión entiende asimismo que cada solicitud de acceso y conexión en el caso de que el gestor de red no acepte el punto solicitado por el titular o promotor, requiere un análisis detallado y específico de la capacidad de la red.
En cuanto a las obligaciones de las instalaciones:
i) se aconseja fijar un plazo transitorio para la adscripción a un centro de control de las instalaciones comprendidas entre 5 y 10 MW;
ii) se debería detallar en el propio articulado los requisitos básicos de respuesta de las instalaciones frente a huecos de tensión; y
iii) se debería restablecer para las instalaciones acogidas al autoconsumo en la modalidad de venta de energía excedentaria, el derecho a vender toda o parte de su producción neta.
En relación con la documentación acerca de las instalaciones y los registros en que esta se recopila, se considera que la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia debería tener acceso a la información contenida en los mismos, así como las Comunidades Autónomas en su ámbito territorial; los representantes de las instalaciones deberían quedar habilitados en la norma para poder remitir la documentación necesaria.
Se recomienda relajar la restricción para actuar como representantes en el mercado a los sujetos que superen un 5% de cuota conjunta de participación en la oferta del mercado de producción, pues dificultaría el desarrollo de representantes con una cuota comparable a la que actualmente tienen los mayores operadores.
En materia de autorizaciones, se propone suprimir las referencias al término “sustancial” en relación con las modificaciones.
Se considera desproporcionado cancelar la inscripción por razón de variaciones experimentadas en la inversión asociada a las instalaciones o cualesquiera otras modificaciones experimentadas por las mismas; en su lugar, se propone reajustar el régimen retributivo específico en función de los nuevos valores de inversión. Otro tanto cabe decir, en el caso de la cogeneración, en relación con el segundo incumplimiento de las condiciones de eficiencia energética, o en las hibridaciones, si se incumplen los límites de consumo de combustibles; la pérdida del régimen retributivo específico en el año en que hubiera incumplido se considera una penalización suficiente.
La propuesta define un periodo regulatorio de 6 años de duración dividido en dos semiperiodos regulatorios de 3 años. El Real Decreto-ley 9/2013, de 12 de julio, y el Anteproyecto de Ley (APL) del Sector Eléctrico establecen periodos regulatorios de 6 años de duración. Dado que en otras propuestas de marcos retributivos para actividades reguladas que están siendo informadas por esta Comisión no se contemplan estos “semiperiodos”, y puesto que el APL opta por homogeneizar la duración de los períodos regulatorios establecidos para la revisión de las distintas retribuciones reguladas, se considera necesario que en la Memoria de la propuesta, o incluso en el propio preámbulo de la misma, se motive suficientemente la introducción de dichos “semiperiodos regulatorios”.
A fin de conciliar el establecimiento de una retribución anual, sujeta al cumplimiento de requisitos también anuales, con la liquidación mensual de dicha retribución, deben tenerse presente los siguientes aspectos:
- Debería facilitarse alguna indicación acerca de la metodología de reparto de dicha retribución anual en 14 liquidaciones mensuales.
- Debería especificarse el tratamiento retributivo en el primer año de explotación, también a efectos de los límites en el consumo de combustibles, así como la fecha exacta de finalización del derecho al cobro de retribución a la inversión.
Se propone establecer un número mínimo de horas de funcionamiento equivalentes en meses anteriores que pudiera condicionar el pago retributivo a cuenta (con la redacción actual, numerosas plantas actualmente sin producción percibirían provisionalmente una retribución a la inversión que luego deberían devolver). También para los límites de precio de mercado cabría establecer un mecanismo de pago (cobro) a cuenta, en caso de que dichos límites se superen en el año.
También a propósito del régimen retributivo y su liquidación: La energía neta empleada en el cálculo de las horas de funcionamiento debe ser la imputable a la potencia nominal inscrita en el Registro de régimen retributivo específico en estado de explotación. Se debería extender a todas las instalaciones el tratamiento previsto para la cogeneración, de modo que, de no alcanzar el número mínimo de horas, no perdieran toda la retribución a la inversión, sino que les fuera reducida de forma proporcional a las horas de funcionamiento. Debería definirse con precisión qué se entiende por precio medio anual del mercado diario, quién y cómo lo calculará, en particular si se considerarán distintos precios medios en función de la tecnología de la instalación; el establecimiento de un solo límite superior y uno inferior se considera suficiente, por otra parte.
La información actualmente disponible en el sistema de liquidaciones no permitiría determinar de modo inequívoco para todas las instalaciones, con las definiciones ahora propuestas, la potencia a efectos retributivos. Se propone que la frecuencia obligatoria de lectura para los puntos tipo 5 de generación sea al menos la misma que para los puntos tipo 5 de consumo. El encargado de lectura y el representante deben figurar junto a los operadores del sistema y del mercado como sujetos determinantes en el desarrollo del proceso de liquidación.
En cuanto al cumplimiento de las condiciones de eficiencia energética, se recomienda habilitar, para aquellas instalaciones cuya producción haya sido nula, una declaración de no producción durante un año natural, de modo que no le sea tenido en cuenta a tales efectos.
La propuesta, o bien su normativa de desarrollo, debería establecer un sistema de certificación del origen de la biomasa y el biogás que incluya su trazabilidad.
Esta Comisión recomienda que se clarifique mediante una disposición adicional nueva que los comercializadores de último recurso o de referencia deben continuar prestando servicios de representación, y sus condiciones. Se propone asimismo suspender de manera cautelar la liquidación del régimen retributivo específico a aquellos productores con liquidaciones negativas pendientes de pago a sus antiguos representantes de último recurso.
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