Source: https://suelosolar.com/newsolares/newsol.asp?id=6110&comentario=20475
Timestamp: 2019-12-12 09:15:37+00:00

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Te agradecemos contar con tu presencia en el día de hoy para que con tus conocimientos de ingeniería fotovoltaica puedas resolver a nuestros lectores "que hacer" con las plantas fotovoltaicas una vez se agoten las horas de producción solar del retroactivo Real Decreto Ley 14/2010... Son muchas las dudas que surgen a los productores fotovoltaicos sobre si a precio de pool pierden dinero las instalaciones de doble eje, y por tanto si interesa más pararlas, orientarlas al norte... Estamos seguros que hoy resolveremos todas estas dudas.... Pues bien comenzamos:
P.- En relación al recorte de las horas de producción que establece el Real Decreto Ley 14/2010, muchos productores con instalaciones con seguidores a doble eje se preguntan si desde el punto de vista económica les interesa que esté funcionando y vertiendo a red la instalación a cambio de cobrar tan sólo el precio del pool de la energía. ¿Qué opinas al respecto?
R.- Lo primero de todo es entender qué es el pool y para qué sirve, para posteriormente tomar la decisión estratégica más acertada en cada caso concreto a la vista de la nueva legislación retroactiva recientemente aprobada y del tipo de tecnología, instalación fotovoltaica y zona climática en dónde se encuentra ubicada.
El Pool es el mercado mayorista, en él se llevan a cabo subastas para la compra y venta de energía eléctrica. Basándose en las ofertas realizadas por los agentes del mercado, se decide qué generadores y qué demandas deben ser despachados y se calcula el precio del sistema. Este precio será cobrado a todos los consumidores y pagado a todos los generadores que hayan entrado en el sistema.
Los agentes del mercado son las empresas habilitadas para actuar en el mercado de producción como vendedores y compradores de electricidad. Pueden actuar como agentes del mercado los productores, comercializadores de último recurso y comercializadores de electricidad así como los consumidores directos de energía eléctrica y las empresas o consumidores, residentes en otros países externos al Mercado Ibérico, que tengan la habilitación de comercializadores.
Existen sesiones de los mercados diario, intradiario, mercado a plazos, y la aplicación de los Procedimientos de Operación Técnica del Sistema.
Os muestro a continuación una gráfica con la evolución interanual de los precios en el mercado de electricidad que creo es muy ilustrativa, a saber:
Como se ve en la gráfica adjunta los precios medios interanuales del MWh en el pool han ido desde los 25,06 €/MWh en 1998 a 37,01 €/MWh en 2010, pasando por su máximo de media anual en el 2008 a 64,43 €/MWh y con una tendencia del periodo que converge en 26,2975 €/MWh.
Según el RD661/2007, la tarifa regulada (precio pactado entre la administración y los productores de energía eléctrica a través de tecnología fotovoltaica) para instalaciones de hasta 100 KWnominales es de la siguiente forma:
Llegados a este punto, hay que distinguir las instalaciones según la zona climática en dónde están ubicadas (no es lo mismo Galicia qué Andalucía o Murcia), por calidad del proyecto, ejecución, equipos, operación y mantenimiento. En definitiva, no es lo mismo un Ferrari que un seiscientos, ni en potencia ni en coste de inversión.
Es fácil sacar conclusiones a la vista de estas cifras, a saber: la diferencia entre la tarifa regulada del RD 661/2007 y la tarifa del mercado eléctrico es 10-12 veces menos.
Básicamente el fenómeno que se produce es que en instalaciones de alto rendimiento, bien proyectadas, ejecutadas, con materiales e instalaciones de primera calidad, bien mantenidas y operadas que han tenido y tienen unos costes de inversión y explotación altos y que superan con creces las horas equivalente de funcionamiento (HES) límite de percepción de tarifa regulada marcadas por el RDL 14/2010, les hacen un “roto” importante, con bajada de sus ingresos durante el 2011, 12 y 13 de entre el 20 al 30% según su zona climática, mientras que instalaciones realizadas de cualquier forma, con equipamientos e instalaciones baratas, deficiente mantenimiento y escaso control sobre la operación y gestión de la planta, la limitación de HES no les influye o a penas les influye en sus ingresos.
En resumen, en plantas bien hechas que funcionan muy bien y tiene un HES alto (p.e.: HES de 2300-2500 en seguimiento a dos ejes), porque los inversionistas han invertido mucho dinero en ejecutar un “Ferrari”, llegado el momento (allá por el mes de julio-agosto de cada año), pasan a ingresar 10-12 veces menos de lo acordado con el Reino de España en el RD661/2007 mientras que los gastos de mantenimiento, operación y gestión y costes financieros, amortización de la inversión y pago de intereses a la entidad financiadora se siguen manteniendo. ¿Quién gana y pierde en esta película?, ¿Quién se ha llevado mi queso?
A mayor abundamiento, como conclusión y pasando a un plano más conceptual, lo que está penalizando la nueva legislación es la PRODUCTIVIDAD, EFICIENCIA Y EL TRABAJO BIEN HECHO, ASÍ NOS VA!!
P.- Bueno…esto que comentas desde el punto de vista económico…. ¿Y desde el punto técnico, qué opinas que las plantas estén paradas, u orientadas las placas al norte?
R.- El que las plantas estén paradas u orientadas hacia el norte resulta una medida un tanto delicada y que hay que analizar en profundidad sus consecuencias sobre las instalaciones y equipos. Esta medida basada en parar las plantas una vez cubiertas las HES no se puede realizar de cualquier manera ya que puede tener consecuencias perjudiciales en los equipos instalados. Si una instalación queda parada por ejemplo desde el mes de agosto al mes de diciembre de ese mismo año, la instalación solar FV estaría trabajando en vacío o en cortocircuito dependiendo de cómo se realice esa parada y los módulos solares se estarían degradando igual e incluso más que si estuvieran trabajando y con riesgos altos de generar aparición de puntos calientes. Para realizar esta parada durante tanto tiempo, habría que cubrir los módulos con algo para evitar exponerlos a irradiación solar y así conservar los módulos.
Este tipo de medidas es necesario analizarlas en cada caso concreto y no perder nunca el objetivo final de estas medidas que no es otro que tratar de rebajar los costes de explotación, operación y mantenimiento, ya que otros costes tales como los financieros, primas de seguros, alquileres de terrenos, etc es muy complicado rebajarlos. Lo que está claro es que vendiendo la energía a precio del pool, la mayoría de las instalaciones entran en pérdidas importantes durante los años 2011, 12 y 13.
Hay que tener en cuenta otro punto importante y es que el coste de parar por completo una planta, energizarla todos los años y realizar una revisión a fondo de las instalaciones antes de volverla a energizar, puede no compensar este tipo de medidas.
Cabría otra posibilidad, y es que se DESPOTENCIEN las plantas. Es decir, realizar los cálculos para obtener el número justo de módulos e inversores para cubrir el HES anual que te van a pagar a Tarifa regulada del RD 661 y el excedente desmontarlo para que puedan servir como equipos de sustitución para labores de mantenimiento y reparaciones de la propia planta solar en vez de reutilizarlos para otras plantas nuevas. Con el consiguiente ahorro de costes de reparaciones. Aunque hay que tener cuidado con las medidas a aplicar puesto que la administración puede considerarla una modificación sustancial de las instalaciones existentes.
P.- Desde el punto de vista del vertido… ¿Los productores que no deseen hacer trabajar sus plantas fotovoltaicas a cambio del precio del pool, pueden ocasionar alguna incidencia grande ó pequeña a la Red Eléctrica Española? ¿Crees que pueden ser sancionados por no verter a red?
R.- A finales de 2010 la potencia total instalada en el parque generador español era de entorno a los 103.000 MW, ojo, potencia instalada, no generada. De solar F.V. había entorno a los 4.000 MW de potencia instalada repartidos en 54.000 instalaciones bastante atomizadas por todo el territorio nacional.
Desglose de las tecnologías de generación de la cesta energética española en 2010. Elaboración con datos del Avance 2010 de Red Eléctrica Española.
Porcentajes por tecnología de la generación eléctrica en España durante el 2010. Elaboración con datos de Red Eléctrica Española.
Aunque las instalaciones solares FV están bastante atomizadas por toda España, si es cierto que existe cierto grado de concentración de las mismas en zonas muy concretas del territorio nacional (p.e.: Murcia, Andalucía, Castilla La Mancha o Valencia), con lo que un apagón general FV en un mismo momento a nivel nacional podría llegar a causar una caída de tensión de la red eléctrica en ciertas zonas muy concretas de España, que provocaría que se tuvieran que poner en marcha determinadas centrales generadoras de reserva para poder compensar este desequilibrio.
Respecto a si la administración puede tomar represalias en este sentido, la verdad, desconozco las medidas que pueden llegar a tomar. Lo que sí está claro es que si fruto de la mala suerte y de la falta de fondos para mantener, explotar y operar las plantas FV, se produce una avería simultanea generalizada en todas las plantas FV a nivel nacional, y no hay personal de mantenimiento para atenderla y resolverla, de eso no tiene la culpa nadie.
P.- Desde el punto de vista del Ministerio de Industria, ¿consideras que este tipo de actuaciones de los productores fotovoltaicos en señal de respuesta frente a la injusta retroactividad puede dar lugar a nuevas normativas que introduzcan medidas coercitivas de vertidos mínimos?
R.- En este país, todo es posible. Es tan sencillo como que te publiquen un nueva ITC, un nuevo RD, declaración del estado de alarma o lo que se les ocurra.
P.- ¿Qué recomendarías que hiciera un productor que se queja de que pierde dinero haciendo funcionar la planta a cambio del precio del pool?
R.- La respuesta a esto es bastante compleja. Es necesario analizar cada caso en concreto y encontrar la solución más adecuada en cada planta. Hay que tener en cuenta que lo que estamos vendiendo son KWh (energía) y uno de los problemas que tiene este tipo de producto es su almacenamiento, distribución y comercialización. Una posible idea sería invertir esa energía para consumos propios, comercializarla directamente a clientes de la zona, invertirla para realizar otro proceso productivo mejor pagado que el pool, almacenarla, etc. De cualquier forma, cualquiera de estas soluciones no son fáciles y requieren en muchos casos inversiones nuevas y trámites administrativos tediosos. Por tanto, como ya he dicho antes, es importante analizar cada caso concreto y tratar de buscar la solución más adecuada técnica y económico financiera.
P.- ¿Has realizado algún estudio técnico-económico sobre que puede llegar a ingresar una planta fotovoltaica a partir del año 30?
R.- A partir del año 30 de operación, es muy difícil proyectar una cuenta de resultados que tenga en cuenta factores tan variables como el precio del KWh del pool, IPC o posibles cambios legislativos que se puedan producir en un futuro. Nosotros hemos realizado varios proyecciones bajo diferentes escenarios con la legislación actual vigente y en todas se concluye que a partir del año 30, lo más rentable es dejar morir las instalaciones hasta que dejen de funcionar por completo y posteriormente desmantelarlas. Es lamentable decir esto, y la verdad, espero estar equivocado respecto a los números que hemos realizado.
P.- Para finalizar Guillermo, y respecto a la trazabilidad de las modificaciones legislativas más relevantes que nos afectan ¿podrias detallar a nuestros lectores los plazos y la tarifa regulada a percibir?.
Como resumen de las principales modificaciones legislativas y trazabilidad de las mismas que afectan a las instalaciones del grupo b.1.1 del Real Decreto 661/2007.
1.? RD 661/2007 de 25 de Mayo
Según la Circular 4/2009 de 9 de julio, publicada por la CNE, el comercializador (antes UFD y ahora Grupo Gas Natural) recibirán del productor un precio máximo de 5 €/MWh cedido en concepto de representación o un precio fijo de 10 €/MWh si el comercializador estuviera declarado como operador dominante como en el caso de Gas Natural S.U.R. SDG, S.A. (Esto entró en vigor a partir del 1 de noviembre de 2009).
2.? RD 1578/2008 de 26 de Septiembre
3.? RD 1565/2010 de 19 de Noviembre
3.1.? MODIFICACIONES DE CARÁCTER TÉCNICO EN INSTALACIONES FOTOVOLTAICAS ACOGIDAS AL RD 661, GRUPO b.1.1.
- Art. 1.Uno: Instalaciones constituidas por equipos nuevos y sin uso previo.
- Art. 1.Dos: Si modificación sustancial de la instalación, cambio de la fecha de puesta en servicio y consecuentemente cambio del régimen económico.
- Art. 1.Cuatro: Todas las instalaciones con potencia instalada mayor de 1MW, o inferior a 1 MW pero que formen parte de una agrupación de instalaciones cuya suma de potencias sea superior a 1 MW, deberán enviar telemedidas al operador del sistema en tiempo real, de forma individual en el primer caso o agregada en el segundo.
- Art. 1.Cinco: Para agrupaciones FV de más de 2 MW, obligación del cumplimiento del P.O. 12.3 Requisitos de respuesta frente a huecos de tensión de las instalaciones eólicas aprobado por Resolución de 4 de octubre de 2006 de la Secretaría General de Energía.
- Art. 1.Ocho: Cambio del régimen de energía reactiva. Adición de penalizaciones.
- Art. 1.Diez:Supresión de la tarifa regulada a partir del año 26.
4.? RDL 14/2010 de 23 de Diciembre
? Disposición Adicional Primera:
? Limitación de la producción neta remunerada a tarifa regulada mediante la limitación de Horas Equivalentes y en función de la zona climática y la tecnología (Fija, Seguimiento a 1 eje o seguimiento a dos ejes).
? Definición de Horas equivalentes de Funcionamiento (HES) como el cociente entre la producción neta anual expresada en KWh y la potencia nominal de la instalación expresada en KW.
? Habilitación del gobierno para que vía real decreto pueda modificar lo dispuesto en este apartado para adeacuarlo a la evolución de la tecnología.
? Disposición Transitoria Primera:
? A partir del 1 de enero de 2011, los productores deben satisfacer un peaje de acceso a los distribuidores y transportistas de 0,5 €uros/MWh o los valores que fije el Ministerio de Industria, Turismo y Comercio dentro de los límites de la normativa de la Unión Europea.
? Disposición Transitoria Segunda:
? Hasta el 31 de diciembre de 2013, limitación drástica de las horas equivalentes de funcionamiento en función de la tecnología y sin tener en cuenta las zonas climáticas en España.
? Disposición Final Primera:
? Modificación tabla 3, art. 36, RD661 para instalaciones del grupo b.1.1., plazo de 25 a 28 años.
5.? LEY 2/2011 de ECONOMÍA SOSTENIBLE
? Disposición Final Cuadragésimo Cuarta: Modificación del RDL 14/2010
? Modificación del apartado 4 de la disposición adicional primera, que queda redactado así: Se habilita al gobierno a modificar mediante real decreto lo dispuesto en el apartado 2, para adecuarlo a la evolución de la tecnología. Las eventuales modificaciones sólo afectarán a las instalaciones que no se encuentren en funcionamiento en el momento de la entrada en vigar de dicho real decreto, para lo cual se considerará la fecha de inscripción en el registro de preasignación de retribución para instalaciones fotovoltaicas.
? Modificación de la disposición final primera del RDL 14/2010: Modificación del RD 661/2007, referencia en plazos de 25 a los primeros 30 años.
Muchas gracias Guillermo. Es un placer contar con entrevistados como tú, con gran experiencia y elevados conocimientos. Esperamos que los productores hayan despejados todas sus dudas. Esperamos volver a verte por nuestras oficinas muy pronto.
Desde este lugar de encuentro y entrevista, ofrecemos a nuestros lectores la oportunidad de dirigirse directamente al entrevistado para hacerle llegar las felicitaciones, comentarios, ó sugerencias que surjan. Para ello es necesario cumplimentar la siguiente tabla de recogida de datos.
No hay seguridad jurídica=no hay derechos
Felicitar lo primero a los autores de este Portal que es lo mejor que he visto a nivel internacional. Entré por primera vez la semana pasada y desde entonces no veo nada más, ni mi propio material de lectura.
Soy productor fotovoltaico y entré en esto como inversión. Se me presentó en su día como un producto financiero y accedí invirtiendo una gran suma de dinero en un parque de 300 kWn.
Lo que quería compartir con vosostros es lo que para mi significa la seguridad jurídica y que ha resultado quebrantada.
La Seguridad jurídica es un pilar básico de la economía que nos permite tomar decisiones con un resultado predecible y nos hace ser conscientes de cuales son las reglas de juego así como de las consecuencias y los riesgos que vamos a asumir.
Considero necesario recurrir las medidas retroactivas. No me creo que los Jueces vayan a dictaminar que lo del RD 1565, y RDL 14/2010 no atenta frontalmente a la seguridad jurídica.
Un saludo a todos, y enhorabuena tambien al entrevistado.
NOCKELEC, S.A
Gustavo Andujar López-Cuellar
12/12/2019 10:15 h.
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