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Timestamp: 2020-04-01 19:30:54+00:00

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La CNMC acaba de publicar el coeficiente de cobertura para la liquidación 11/2016 (meses de producción 01/2016 a 11/2016): un 90.16%.
El siguiente gráfico recoge la evolución de las liquidaciones de 2016, en comparación a las de años anteriores.
Esta nueva liquidación supone una nueva aproximación de la evolución del año 2016 al año 2015, alejándose nuevamente de la del 2014. La liquidación 11/2016 por tanto hace que, conforme a los datos disponibles, la cuestión sobre si para el año 2016 harán falta tres liquidaciones adicionales (como en 2014), o tan sólo dos (como en 2015) permanezca abierta, si bien cabe apuntar que con esta nueva liquidación cada vez parezca más probable que para el año 2016 haya el mismo número de liquidaciones que en 2015. Conforme la CNMC vaya actualizando sus datos iremos nosotros actualizando esta cuestión en este blog.
El coeficiente de cobertura representa la relación entre los costes e ingresos anuales del sistema eléctrico y se actualiza cada mes por la CNMC. Conocer el coeficiente de cobertura es importante, especialmente desde el punto de vista de los flujos de caja de una instalación, pues se utiliza como base para determinar que retribución obtendrán los productores con cada liquidación. El coeficiente de cobertura necesariamente acabará siendo del 100%, de forma que cada productor reciba también lo que le corresponde por la energía producida, pero este momento no suele coincidir con el fin del año natural.
Tras un periodo de creciente optimismo en el sector renovable, que ha generado una nueva ola de instalaciones en tramitación, de operaciones de compraventa de instalaciones, de renegociaciones de contratos y de nuevas subastas en los que estamos teniendo un activo papel asesorando a nuestros clientes, aparece el nuevo Secretario de Estado diciendo que la rentabilidad teórica del 7,39% para los productores de renovables no se mantendrá en el siguiente periodo regulatorio, sino que ésta se reducirá en función de la evolución de la rentabilidad del bono a 10 años, lo que arrojaría una rentabilidad, por el momento, de en torno al 4,3%. Es decir, un nuevo recorte, de más del 3% adicional a los numerosos que se han sufrido ya.
Según una reunión mantenida por representantes del sector fotovoltaico y el Secretario de Estado de Energía, el Gobierno da por hecho que la rentabilidad de las instalaciones irá variando según la rentabilidad del bono, frente a las tesis de que el 7,39% quedaba congelado para toda la vida útil, según establece la Disposición Adicional Primera del Real Decreto-Ley 9/2013.
Ante esta alarmante noticia, hemos mantenido diversas conversaciones de urgencia internamente en el despacho y con diferentes representantes del sector para decidir cómo actuar, con una preocupante sensación de que “volvemos a las andadas”. Primero de todo, hay pelear porque esas intenciones del Gobierno no cristalicen nunca en una norma. Existen argumentos jurídicos para dudar de que puedan aprobar la retribución del nuevo periodo regulatorio sin pasar por las Cortes, pues el diferencial de la retribución debe aprobarse por Ley, según establece el artículo 19.2 del Real Decreto 413/2014.
De aprobarse la medida propuesta, se haría necesario volver a analizar la (i)legalidad del sistema retributivo a la luz de esta nueva óptica, en la que queda definitivamente clara la imposibilidad de determinar ex ante la rentabilidad del proyecto, lo que lo convierte en muy difícil de financiar y en un sinsentido económico. Tendremos que volver a informar a la Comisión Europea de la confirmación de ese temor de que el 7,39% pudiera o no mantenerse en los siguientes periodos regulatorios y agotar todas las instancias nacionales disponibles a la luz de los nuevos acontecimientos.
Ojalá que el Secretario de Estado rectifique y que las aguas vuelvan a su cauce, en un momento de creciente actividad en el sector, y en el que los productores lo único que quieren es estabilidad regulatoria, y desde ya están echando de menos la existencia de un Gobierno en funciones, que no podía traicionar sus expectativas legítimas cada dos por tres.
Como siempre, quedamos a vuestra disposición para comentar
La CNMC acaba de publicar el coeficiente de cobertura para la liquidación 10/2016 (meses de producción 01/2016 a 10/2016): un 86,10%.
Esta nueva liquidación supone un aumento moderado respecto a la del año anterior. Esta liquidación se queda a medio camino entre la liquidación del mismo mes en el año 2014 y la del 2015. La liquidación 10/2016 por tanto hace que, conforme a los datos disponibles, la cuestión sobre si para el año 2016 harán falta tres liquidaciones adicionales (como en 2014), o tan sólo dos (como en 2015) permanezca abierta. Conforme la CNMC vaya actualizando sus datos iremos nosotros actualizando esta cuestión en este blog.
Los informes de la CNMC sobre las liquidaciones provisionales 10/2016 también nos aportan otros datos interesantes:
En octubre de 2016 se han liquidado un total de 63.707 instalaciones de energía renovable, de las cuales 1.100 han quedado por debajo del umbral de funcionamiento y por tanto no obtendrán retribución.
La cantidad a pagar a cuenta de los productores renovables asciende este mes a, antes de impuestos, un total de 558,497 millones de euros antes de impuestos. El 7% de esa cantidad equivale a 39,095 millones.
Después de una larga batalla judicial que ha saltado de lo nacional a lo Europeo, hoy el Tribunal de Justicia de la Unión Europea ha decidido sobre la correcta interpretación de la Directiva sobre las cláusulas abusivas en los contratos celebrados con consumidores en relación a las cláusulas suelo (ver la sentencia aquí). Ello deriva de las cuestiones prejudiciales planteadas por el Juzgado de lo Mercantil nº 1 de Granada y por la Audiencia Provincial de Alicante en relación al efecto que debe tener la declaración de nulidad de las cláusulas suelo, que limitan la variación del tipo de interés que debe pagar el consumidor en un préstamo hipotecario, aun cuando el mismo fue concedido a interés variable.
El Tribunal Supremo resolvió en su famosa Sentencia de 9 de mayo de 2013, sentando jurisprudencia, que las cláusulas suelo eran abusivas y consiguientemente nulas para los consumidores, sin embargo, limitó el efecto de esa nulidad a la fecha de la sentencia. Es decir, desde mayo de 2013, cuando se declaraba abusiva y, por ende, nula la denominada cláusula suelo, se procedía a la restitución al prestatario de los intereses que hubiese pagado en aplicación de dicha cláusula sólo a partir de la fecha en que se dictó esa primera sentencia. La justificación de esa limitación era que la retroactividad de la declaración de nulidad de las cláusulas en cuestión generaría el riesgo de trastornos económicos graves.
Sin embargo, esta interpretación choca con el texto de la Directiva y de la jurisprudencia del TJUE, que establecen la no vinculación al consumidor de las cláusulas abusivas, no pudiendo los jueces nacionales matizarlas, sino pura y simplemente eliminarlas del contrato, devolviendo a las partes a la situación inicial respecto de los efectos de la cláusula abusiva. Igualmente ocurre en el Derecho Español, en que el Código Civil dispone que declarada la nulidad de una obligación, los contratantes deben restituirse recíprocamente las cosas que hubiesen sido materia del contrato, con sus frutos, y el precio con los intereses.
Pues bien, hoy el TJUE se ha mostrado así de contundente al clarificar que él es el único que puede decidir acerca de las limitaciones en el tiempo que hayan de aplicarse a la interpretación de una norma del Derecho de la Unión. Y ha concluido que, la limitación en el tiempo de los efectos jurídicos derivados de la declaración de nulidad de las cláusulas suelo, que el Tribunal Supremo acordó en la sentencia de 9 de mayo de 2013, equivale a privar con carácter general a todo consumidor que haya celebrado antes de aquella fecha un contrato de préstamo hipotecario que contenga una cláusula de ese tipo del derecho a obtener la restitución íntegra de las cantidades que haya abonado indebidamente a la entidad bancaria sobre la base de la cláusula suelo durante el período anterior al 9 de mayo de 2013 y, consiguientemente, tal limitación resulta incompatible con el Derecho de la Unión.
Esta jurisprudencia, en la que prevalecen los derechos individuales de las personas afectadas ante un supuesto interés general respecto de los ingresos de la banca, sería deseable que se trasladase a otros ámbitos de actividad donde se produce este mismo problema. Entre ellos, cómo no, el de la preservación de los derechos de los productores de renovables frente a un supuesto interés general de los ingresos de las compañías eléctricas. La sentencia aparecida hoy muestra el camino y ratifica la estrategia de pelear con todas nuestras fuerzas hasta el final.
La CNMC acaba de publicar el coeficiente de cobertura para la liquidación 09/2016 (meses de producción 01/2016 a 09/2016): un 83,86%.
Esta nueva liquidación supone un aumento de tan sólo medio punto porcentual respecto a la liquidación del mes anterior, que ascendió a 83,38%. Por tanto la liquidación 09/2016 se desliga de la tendencia que veníamos observando en anteriores liquidaciones de 2016, las cuales se mantenían muy próximas a las de 2015, año en el cual sólo hubo dos liquidaciones adicionales. La liquidación 09/2016 por tanto hace que, conforme a los datos disponibles, la cuestión sobre si en 2016 harán falta tres liquidaciones adicionales (como en 2014), o tan sólo dos (como en 2014) permanezca abierta. Conforme la CNMC vaya actualizando sus datos iremos nosotros actualizando esta cuestión en este blog.
Los informes de la CNMC sobre las liquidaciones provisionales 09/2016 también nos aportan otros datos interesantes:
En septiembre de 2016 se han liquidado un total de 63.703 instalaciones de energía renovable, de las cuales 1.102 han quedado por debajo del umbral de funcionamiento y por tanto no obtendrán retribución.
La cantidad a pagar a cuenta este de los productores antes de impuestos asciende a un total de 474,77 millones de euros antes de impuestos. El 7% de esa cantidad equivale a 33,23 millones.
Esta semana hemos conocido el primer borrador de Directiva de Renovables, que será presentado (quizás con algunas variaciones) por la Comisión Europea el próximo miércoles 30 de noviembre, junto con toda una serie de propuestas energéticas, entre las que destaca el Reglamento de Mercado Eléctrico. Una vez presentada, la propuesta tendrá que ser debatida y aprobada tanto en el Parlamento Europeo como en el Consejo de la Unión Europea. Por tanto, todo lo que se explicará en este post sobre el borrador debe ser tomado con la debida cautela, sabiendo que se trata de un borrador preliminar y que el texto final puede sufrir variaciones, tanto por criterios técnicos como políticos.
Lo primero que hay que destacar del borrador de Directiva de Renovables es que tiene como base legal el artículo 194(2) del Tratado de Funcionamiento de la Unión Europea, que hace referencia a la energía, mientras que la Directiva actualmente en vigor tiene como base jurídica el medio ambiente. Esto se debe, esencialmente, a que en el año 2009, cuando se aprobó la Directiva actual, los Tratados no contaban con una base jurídica diferenciada para energía.
Además, es importante señalar que la Directiva será de aplicación a partir del 1 de enero de 2021, momento en en cual también serán de aplicación unas nuevas Directrices sobre ayudas de Estado y energía que serán de vital importancia y que aún no han sido propuestas. La Directiva aplicará, con las modificaciones que pueda sufrir, hasta el año 2030, momento para el cual se tendrá que haber alcanzado una penetración de las renovables del 27% como mínimo.
Es interesante saber que la Comisión Europea estima que en un escenario "Business as usual", la cuota de renovables sería en 2030 del 24,3%. Esto resulta de vital importancia para justificar la intervención estatal para lograr los objetivos de renovables, que no podrán alcanzarse dejando actuar solamente a los mercados.
Entrando ya en el contenido de la Directiva, cabe destacar que la propuesta implica una mejora sustancial respecto a la versión actual, pues apuesta por una visión más de conjunto, actuando no sólo sobre las renovables eléctricas, sino incorporando, con un papel destacado, las renovables térmicas, especialmente a través de las redes de distrito de calor y refrigeración. Por eso decimos que se pasa de "la electricidad a la energía", lo que permitirá que la responsabilidad de alcanzar los objetivos de renovables no sea exclusivamente dependiente de la electricidad, sino que el sector de la energía térmica tendrá que hacer su parte.
Esto es de vital importancia, ya que según los datos de la Comisión, el 50% de la energía consumida en Europa satisface consumos térmicos, de los cuales el 75% se abastecen todavía con energías fósiles. Y en segundo lugar, el transporte, que supone el 33% del consumo energético europeo, y cuyo proceso de cambio hacia un modelo más sostenible no sólo descansa en los biocombustibles, sino también, y sobre todo, en su electrificación.
A pesar de todo ello, uno es consciente de que la mayoría de lectores de este blog, al menos por el momento y hasta que se desarrollen la calefacción y la movilidad sostenibles, están interesados en la regulación de las renovables eléctricas, por lo que a continuación diré algunas palabras al respecto, diferenciando entre renovables con vertido a red y autoconsumo.
Por lo que al vertido a red se refiere, el borrador de la Directiva realiza un llamamiento a evitar los cambios frecuentes y retroactivos en los sistemas retributivos, pues ello tiene importantes consecuencias negativas para el desarrollo de las renovables. No obstante, dicho llamamiento carece aún de concreción y sería recomendable articular mecanismos para que esta recomendación sea operativa y directamente aplicable. Más positivo es el mandato a los estados miembros de establecer una "ventanilla única" para tramitar nuevos proyectos de renovables, lo que en países como España puede suponer (si se cumple con la Directiva) un espaldarazo importante a los nuevos proyectos renovables, que en la actualidad necesitan superar un elevado número de trámites con entidades públicas muy diversas. Por el contrario, se suprime la prioridad de acceso y despacho para las renovables, por considerarse que ya se han consolidado tecnológicamente (dudoso para algunas tecnologías, válido para otras). Finalmente, y como ya anticipaban las Directrices de ayudas de Estado, se establece como método predilecto para asignar nueva potencia renovable las subastas, y se prevé una obligación de que éstas se abran parcialmente a instalaciones situadas en otros Estados Miembros.
En relación al autoconsumo, la regulación propuesta debe ser valorada muy positivamente, al menos para si se toma la normativa española como referencia. Esto es así porque, de aprobarse los cambios propuestos, y en particular en artículo 21 la propuesta de Directiva, gran parte del Real Decreto español quedaría automáticamente invalidado y debería ser modificado. Todo ello en el improbable e indeseable supuesto de que el Real Decreto 900/2015 llegue vivo al año 2021, lo cual no parece muy realista teniendo en cuenta la actual mayoría parlamentaria y los procesos judiciales abiertos (el RD ya choca con el Derecho Europeo en su redacción actual). En resumen, la propuesta establece la obligación de prever procedimientos de notificación, no de autorización, para las instalaciones de menor tamaño (una redacción mucho más contundente que la guía de buenas prácticas del verano pasado), y no sólo las de autoconsumo, sino también las pequeñas plantas de inyección a red. Lo mismo sucede en casos de repotenciación. Además, la propuesta de Directiva permite expresamente el autoconsumo compartido como derecho de todo autoconsumidor y reconoce el derecho de los autoconsumidores a recibir una retribución por la energía vertida a la red. En definitiva, todo lo contrario a la normativa española.
En conclusión, con sus claros y oscuros, el borrador de propuesta es globalmente positivo, siempre y cuando se establezcan mecanismos de gobernanza que garanticen que se alcance el 27% de renovables a nivel europeo, lo que supondrá un importante desafío teniendo en cuenta que no hay objetivos vinculantes por Estado. No obstante, no sería la primera vez que un buen borrador va poco a poco empeorando a medida que avanza el proceso legislativo. Por ello, habrá que estar muy atentos a la propuesta del día 30 y a los sucesivos avances que se vayan produciendo.
La CNMC acaba de publicar el coeficiente de cobertura para la liquidación 08/2016 (meses de producción 01/2016 a 08/2016): un 83,38%.
La tendencia se mantiene y por tanto vemos como el coeficiente de cobertura de la liquidación 08/2016 es muy similar al del año 2015, aunque sigue siendo algo menor. Por lo tanto, la información disponible hasta la fecha sugiere que para el año de producción 2016 harán falta dos liquidaciones extra, al igual que en 2015, y no tres como fue el caso en 2014. Conforme la CNMC vaya actualizando sus datos iremos nosotros actualizando esta cuestión en este blog.
Los informes de la CNMC sobre las liquidaciones provisionales 08/2016 también nos aportan otros datos interesantes:
La Orden IET/2735/2015 preveía en relación con las actividades reguladas (ingresos menos costes del conjunto del sistema eléctrico) una diferencia de -1.941 millones. Sin embargo en realidad han sido -1.599 millones, es decir se da un desajuste positivo de 342 millones respecto a lo previsto en la norma.
La demanda de consumo registrada ha sido un 0,5% menor al valor promedio de años anteriores. De cara a cumplir con los objetivos 20/20/20 de la Unión Europea, se hará necesario profundizar en la eficiencia energética, lo que permite reducir la demanda sin dejar por ello de aumentar la productividad.
En agosto de 2016 se han liquidado un total de 63.688 instalaciones de energía renovable, de las cuales 1.124 han quedado por debajo del umbral de funcionamiento y por tanto no obtendrán retribución.
La cantidad a pagar a cuenta de los productores antes de impuestos asciende a un total de 577 millones de euros antes de impuestos. El 7% de esa cantidad equivale a 40,39 millones.
Piet Holtrop, fundador de Holtrop SLP Transaction & Business Law, se pregunta en este artículo (publicado originalmente en Energy News el 8 de noviembre de 2016) si la política que seguirá el nuevo ministro de Energía, Álvaro Nadal, con respecto a la transición hacia un nuevo modelo energético continuará por la misma senda que ha marcado durante estos años su hermano gemelo, Alberto, como secretario de Estado de Energía.
El pasado junio el Tribunal Supremo decidió, mediante Auto, elevar cuestión de inconstitucionalidad al Tribunal Constitucional en relación con los artículos 1, 4.1, 6.1. y 8 de la Ley 15/2012, de 27 de diciembre, de medidas fiscales para la sostenibilidad energética, que a los efectos que aquí interesan, es la que aprueba el impuesto sobre el valor de la producción de energía eléctrica (IVPEE), que grava con un tipo fijo del 7% todo ingreso proveniente de la incorporación y venta de energía eléctrica en la red eléctrica.
En concreto, el Tribunal Supremo duda sobre si el IVPEE, al ser considerado un impuesto directo, incurre en doble imposición con el Impuesto de Actividades Económicas (IAE), que también está desprovisto de finalidad extrafiscal y grava la misma capacidad económica (ingresos derivados de la venta de energía eléctrica) que el IVPEE. Por tanto, se podría estar vulnerando el principio de capacidad regulado en el artículo 31.1 de la Constitución y exigible a todo tributo, por mucho que la doble imposición, per se, no vulnere dicho principio.
¿Y ahora qué ocurre? Para empezar, es previsible que pasen todavía varios meses hasta que el Tribunal Constitucional responda. En su sentencia, como es obvio, puede optar por anular o no el impuesto. Si lo anulase, sería por estimar que el IVPEE es un impuesto directo que conculca el principio de capacidad, conjuntamente con el IAE. Ello implicaría una obligación de devolver el importe abonado por todos los productores durante los 4 últimos años a contar desde la publicación de la sentencia y de todas las anualidades a quienes hayan recurrido las autoliquidaciones anuales. Dependiendo de cuándo salga la sentencia, esto podría determinar que habría productores que han abonado el impuesto y, al no recurrirlo, no obtuvieran la devolución de las primeras anualidades. También existe la posibilidad de que el Tribunal Constitucional estime la inconstitucionalidad de la norma pero limite temporalmente sus efectos con la intención de evitar un agujero en los Presupuestos Generales del Estado, si bien para hacerlo, tendría que justificarlo mucho, ya que se estaría saltando la norma general fiscal de prescripción de la acción para exigir la devolución de un impuesto de 4 años desde que se abonó.
Además, en el caso de que la sentencia declarase la inconstitucionalidad del IVPEE, resta por ver qué impacto tendría esta decisión en la normativa eléctrica en general, y en la retribución de las energías renovables en particular. Como es sabido, el IVPEE es computado, según el sistema retributivo regulado en el Real Decreto 413/2014 y la Orden Ministerial IET/1045/2014, como un coste para los productores de energías renovables. En la medida en que el sistema se basa en el reconocimiento de costes para calcular los ingresos de las plantas renovables, si uno de los costes, en este caso, el IVPEE, desaparece, los ingresos también se reducen consecuentemente en la misma cuantía, o así debería de ser, al menos, si el sistema se aplicase correctamente. También queda por determinar si esos ajustes que se producirían al no computar el IVPEE como coste se aplicarían a futuro o también hacia el pasado, sobre todo teniendo en cuenta que el referido mecanismo retributivo se basa en una rentabilidad de las instalaciones a lo largo de toda su vida útil. Pero una cosa está clara: quienes recurran, en el peor de los casos (descontar íntegramente el coste del IVPEE desde el año 2013), se quedarían igual que estaban. El problema grave vendría para quienes no recurran, ya que el ajuste de los costes del sistema retributivo se produciría para todas las instalaciones tipo, independientemente de que hayan o no recurrido el impuesto eléctrico, y por tanto, habrían pagado el impuesto y además les reducirían su retribución como si no lo hubieran pagado. Esta es la situación a evitar a toda costa.
Hasta aquí las posibilidades en relación con la primera hipótesis, que es que el Tribunal Constitucional anule el IVPEE. Pero tampoco puede descartarse la otra, que es que el Tribunal Constitucional declare válido el IVPEE. Para hacerlo, podría emplear dos argumentos distintos y opuestos. El primero, que el IVPEE es un impuesto directo, que grava el mismo hecho imponible que el IAE, pero que la doble imposición no es tan grave como para vulnerar el principio de capacidad económica. El segundo, por el contrario, consistiría en decir que el IVPEE, a pesar de la calificación legal que recibe, no es un impuesto directo, sino que sus elementos principales apuntan a que tenga la naturaleza de impuesto indirecto. Esto haría que el IVPEE no entrara en doble imposición con el IAE, que es un impuesto directo. Sin embargo, si el impuesto fuera calificado como indirecto, existirían muchas posibilidades de que el Tribunal Supremo, tras recibir la respuesta del Tribunal Constitucional, se viera obligado a plantear una cuestión prejudicial al Tribunal de Justicia de la Unión Europea, preguntando por la conformidad del IVPEE con la Directiva 2008/118/CE, como sucedió con el céntimo sanitario (en este caso con la Directiva anterior, la 92/12/CE). Y es muy posible que el TJUE declarara la vulneración de la Directiva de impuestos especiales, al tratarse el IVPEE de un impuesto puramente recaudatorio y sin ninguna finalidad medioambiental. En este caso, habría que ver si el TJUE opta o no por la limitación de efectos de la sentencia. Lo que es evidente es que para cuando el TJUE decida, ya habrán pasado los 4 años de prescripción con casi total seguridad.
En este post he tratado de explicar la importancia de recurrir el IVPEE, solicitando la devolución de ingresos indebidos, para así evitar que transcurra el plazo de prescripción de 4 años, lo que implicaría la pérdida del derecho a recuperar el IVPEE para las anualidades prescritas. Soy consciente de que se trata de una materia compleja y de que el final de la historia es difícil de predecir, pero también está claro que el IVPEE está ahora más cerca que nunca de ser anulado en sede judicial.
El district heating and cooling es un término que suena algo novedoso pero que en países de nuestro entorno europeo como Dinamarca lleva desarrollándose más de tres décadas y es sinónimo de solución eficiente en el ámbito de la energía térmica. El district heating and cooling es aquel sistema por el cual todo un distrito, o pueblo, o hasta ciudad, cubre sus necesidades de calor y/o frío a través de una red de suministro de energía térmica centralizada. El district heating es idóneo para aprovechar el calor residual, es decir para dar un uso a la energía térmica que se genera, y que de otra forma se perdería, como consecuencia de la producción de electricidad y de procesos industriales. Para las entidades locales el district heating se yergue en una herramienta de gran valor para para contribuir a incrementar la eficiencia energética de sus respectivos territorios, en línea con los objetivos 20/20/20 fijados por la Unión Europea, y con las oportunidades que brinda el Real Decreto 56/2016, por el que se transpone la Directiva 2012/27/UE de Eficiencia Energética.
En los últimos años, además, ha ganado relevancia el district heating basado en energías renovables, principalmente la solar térmica y la biomasa. Cada vez existen más ejemplos de territorios que toman el control de su abastecimiento energético mediante el establecimiento de empresas municipales y cooperativas energéticas. En este contexto tuvo lugar el 26 de octubre de 2016 el seminario “Renewable district heating – Small local grids and cooperative utilities”, organizado por la International Solar Energy Society (ISES). En primer lugar se analizó el caso paradigmático de Dinamarca: a día de hoy más de la mitad de la demanda de calor del país se satisface mediante district heating. Además, la ley de 1979 aplicable al sector fue renovada en 2007 en favor del empoderamiento energético local, tras lo cual, a día de hoy, se muestra el siguiente panorama: el 70% del abastecimiento del district heating lo llevan a cabo empresas públicas municipales. El restante 30% está directamente en manos de los ciudadanos a través de cooperativas energéticas. Llegar a un escenario como este implica multitud de factores, pero no queremos dejar de mencionar uno en concreto: para financiar los proyectos, la entidad local se constituye en garante al 100% de la financiación que requieren las empresas municipales para el desarrollo de los proyectos de district heating. La empresa municipal reduce el coste de la financiación y la entidad local se asegura el desarrollo en su territorio de una infraestructura energética sostenible, eficiente y menos expuesta a factores externos.
Durante el seminario también se trataron ejemplos de Alemania, poniendo el foco en la vertiente renovable que ofrecen los proyectos de district heating. Por ejemplo el Bundesland de Baden-Wüttenberg, con una legislación que incentiva el desarrollo de este tipo de proyectos, ha hecho posible que el abastecimiento de energía térmica de la pequeña localidad de Büsingen no sólo sea mediante district heating, sino mediante district heating basado en energías renovables.
Incluso la localidad de Braedstrup, en Dinamarca, ha logrado implementar un sistema de district heating que incorpora la energía solar térmica. Bien es cierto que en España la legislación no ofrece incentivos a esta práctica (aunque tampoco impone barreras) ni la necesidad de calor es tan elevada, pero a cambio cuenta con un mayor número de horas de sol, que favorecen la rentabilidad y viabilidad técnica de este tipo de proyectos. Tras comprobar durante este seminario como en Dinamarca han desarrollado sistemas de almacenamiento estacional de energía solar térmica bajo tierra y cómo en España la legislación, al contrario de lo que sucede con la energía eléctrica, no impide el desarrollo de redes locales de energía térmica, ¿habrá en España suficientes horas de luz al año, y, principalmente, voluntad política, que no tiene por qué surgir necesariamente del nivel estatal, pues hay margen de maniobra a nivel autonómico y local, para desarrollar soluciones de district heating and cooling?
La respuesta, provisional, es que sí. En España existen ya, de acuerdo a la Asociación de Empresas de Redes de Calor y Frío (Adhac) 306 redes de calor censadas en 2016, lo que supone un aumento considerable respecto al año anterior. Además, de esas 306 redes, son mayoría las que funcionan con renovables, de hecho ya son 218 las redes de calor que funcionan con biomasa. Por otra parte, el 47% de las redes de calor instaladas en España son de propiedad municipal. Estos datos no son tan abultados como los de los países mencionados anteriormente, pero demuestran que las redes de calor y frío son ya una realidad: madura desde el punto de vista técnico, rentable desde el económico y perfectamente posible desde el legal.
Es la cifra que nos dio Jeremy Rifkin la semana pasada durante su intervención en una conferencia en Sant Cugat del Vallès (Barcelona) y que representa los costes hundidos de la industria energética global por la transición a un nuevo modelo energético. Continuando con las cifras, cuarenta y ocho billones de dólares es lo que, según la Agencia Internacional de la Energía, necesitamos invertir hasta el 2030 para instalar la tecnología que nos permita ser más eficientes y usar menos energía, y para generar la restante que sí que necesitamos de forma más limpia.
¿Quién tendrá que soportar la factura? Observando la práctica regulatoria en nuestro país, la realidad es que parte de estos costes hundidos ya se han desviado al sector de las energías renovables. A estos les recortaron hasta un 50% su retribución legítimamente prevista.
Para ver el artículo completo publicado por Piet Holtrop en Energías Renovables pulsa aquí.
Fórmulas "in the money" para activos fotovoltaicos
Este verano ha sido intenso en transacciones de compra venta de activos renovables, cómo no podía ser de otra forma, teniendo en cuenta la dinámica del año en curso. Este año el sector de las energías renovables ha visto transacciones por un importe que supera ya los 10.000 millones de Euros, involucrando miles de MW de potencia eólica y fotovoltaica, sobretodo.
Hemos intervenido en varias operaciones con más o menos involucración, con una participación activa entre otras cosas, en el asesoramiento de cláusulas de conservación de legitimación activa en los litigios cuando estas transacciones han afectado instalaciones incluidas en nuestros litigios contra la reforma de Soria (el Sucio). Estas cláusulas muestran la insistencia de los participantes en el sistema retributivo de los renovables en aspirar a la justicia. La línea evolutiva en los tribunales, con cada vez más votos particulares y disidentes a favor de la nulidad de la última reforma aprobada, cada vez considerada más desviada. Algunas de estas compraventas han sido de clientes nuestros, incluso llegaron a ser ambas partes de la transacción clientes nuestros.
Estamos notando una consolidación de precios y fórmulas de cálculo para las mismas. Parece haber consenso sobre la evolución de la retribución futura de las energías renovables en el sentido que hemos tocado fondo. Teniendo en mente las cláusulas litigiosas y añadiendo la facilidad de encontrar financiación externa para estos litigios, tanto hablando de arbitrajes internacionales como litigios a nivel nacional, creo que puedo decir que estoy cada vez menos sólo en mi convicción de que ganaremos nuestros recursos ulteriormente.
Para la fotovoltaica, se considera que siete veces los ingresos brutos u ocho veces los ingresos netos, ambos anuales, son una fórmula razonable para llegar a un precio hoy por hoy “in the money”, es decir aceptable tanto para vendedor como comprador. Si como participante en Firmeza Solar este precio te parece razonable basta con enviarnos un correo electrónico y nosotros podríamos ponerte en contacto con otro cliente comprador y ayudarte con el cálculo de tu precio. Si todavía no participas en Firmeza Solar, no dudes en contactarnos para hacerlo.
Esta semana hemos conocido una sentencia de la Sección 6ª de la Sala de lo Contencioso Administrativo del Tribunal Superior de Justicia de Madrid, en la que se estima nuestro recurso contra la cancelación de la retribución a una instalación de 200 kW de un cliente nuestro de la zona Mediterránea.
Según el Ministerio de Industria, resultaba procedente cancelar la inscripción en el RIPRE, dejar a la instalación sin prima y obligar a devolver todas las cuantías obtenidas hasta ahora en concepto de retribución primada. El argumento del Ministerio es que la instalación no fue finalizada en el plazo establecido, y por lo tanto, casi cuatro años después de la construcción de la instalación, la expulsaba del registro y del régimen primado.
Lo que el Ministerio no tiene en cuenta es que cometió un error a la hora de determinar la potencia de la instalación, y que hasta que ese error no fue corregido varios meses después, el productor no inició los trámites para construir su instalación, como es lógico. A nadie se le ocurre realizar una inversión importante en una instalación fotovoltaica si no es con toda la documentación previamente en regla. Por tanto, si el plazo se contaba desde el error, la instalación estaba fuera de plazo y sin prima. Si el plazo se contaba desde que se corrigió el error, la instalación estaría dentro de plazo y con prima.
El Ministerio fue de la primera opinión y nosotros de la segunda. Por lo que llevamos el asunto al TSJ de Madrid, que es el Tribunal competente para ese tipo de casos, quien acaba de resolver a nuestro favor, condenando en costas a la Administración.
Por suerte, este caso ha podido ser resuelto favorablemente, como el de instalaciones de algún otro compañero que también ha obtenido resolución favorable en ese mismo Tribunal, Sala y Sección. Sin embargo, aún son muchos los casos de cancelaciones de RIPREs pendientes o con resoluciones desfavorables en primera instancia, lo que está sumiendo en la más absoluta ruina a los productores en esa situación, que nunca podrán recuperar su inversión, pues con los ingresos de mercado que les dé la instalación durante su vida útil no podrán cubrir ni la mitad de sus costes iniciales de inversión (con la fotovoltaica de ahora sí, pero con los precios que pagaron en 2007-2008 no). Por tanto, esta semana hemos salvado un productor, pero aún queda mucho trabajo por hacer.

References: artículo 19
 Real Decreto 
 artículo 194
 artículo 21
 Real Decreto 
 Real Decreto 
 artículo 31
 Real Decreto 
 Real Decreto 
 resolución