La promulgación del RD 244/2019 por el que se erradica el impuesto al sol tiene como consecuencia el incremento de oportunidades de negocio para empresas instaladoras y un ahorro potencial para los consumidores. No obstante, es preciso comprender el dimensionamiento óptimo y los riesgos del mercado eléctrico a largo plazo que inciden directamente en la factura del usuario.
La promulgación del RD 244/2019 por el que se erradica el impuesto al sol tiene como consecuencia el incremento de oportunidades de negocio para empresas instaladoras y un ahorro potencial para los consumidores. No obstante, es preciso comprender el dimensionamiento óptimo y los riesgos del mercado eléctrico a largo plazo que inciden directamente en la factura del usuario.
Si bien las tecnologías eólicas seguirán desempeñando un papel relevante —multiplicando su generación por más del doble en 2040, con un crecimiento de la eólica offshore en el norte de Europa— la energía solar fotovoltaica será la tecnología que experimentará un desarrollo más notable, con un crecimiento que cuadruplicará su producción actual principalmente en el sur de Europa. Este contexto de abaratamiento de la energía fotovoltaica, de desarrollo de las redes inteligentes y de la preocupación de la población por el incremento de la factura eléctrica nos conduce a un cambio de paradigma en la generación eléctrica dirigiéndonos hacia un mayor crecimiento de la energía fotovoltaica distribuida. En España se reguló por primera vez el autoconsumo a través del Real Decreto 1699/2011 y dos años más tarde se implementó el llamado ‘impuesto al sol’ con la Ley 24/2013, con el objetivo de garantizar que los ingresos provenientes de los peajes de acceso no se vieran reducidos por la introducción del autoconsumo.
Durante este periodo se desarrollaron algunos proyectos, pero no ha sido hasta abril de 2019, con la emisión del Real Decreto 244/2019, cuando se ha establecido un marco regulatorio favorable en España, que ha conducido inexorablemente al despliegue de la generación distribuida en nuestro país. El RD 244/2019 no solo ha introducido la posibilidad de acogerse a un mecanismo de compensación, sino que además ha abolido el ‘impuesto al sol’ y ha dispuesto que la energía autoconsumida de origen renovable quede exenta de los peajes y cargos aplicados a los consumidores que se abastecen de la red. La producción de una planta de autoconsumo se puede dividir en dos grupos:
• Energía destinada al autoconsumo (coloreado en azul en el gráfico), cuando la producción instantánea es menor que la demanda instantánea; y
• Excedentes (en color naranja), cuando la producción instantánea es mayor que la demanda. El autoconsumo implica una reducción del consumo de electricidad proveniente de la red y, como tal, no es ni medido por el distribuidor ni facturado por la comercializadora. Ello implica un ahorro por partida doble al no tener que adquirir el kilovatio hora al precio de mercado mayorista y no tener que hacer frente al término variable de los peajes de acceso por dicha unidad de energía. A estos ahorros se le suma que el consumidor es remunerado por el excedente de energía vertido en la red.
Si la instalación está bajo un mecanismo de compensación, el consumidor verá un saldo en términos económicos en su factura eléctrica entre la energía consumida y la energía excedentaria; concepto conocido como ‘factura neta’.
Para instalaciones mayores de 100 kW, el excedente será remunerado a un precio que como máximo será el precio horario del mercado mayorista; llamamos dicha media anual el ‘Precio capturado ponderado por generación’ o ‘GWA captured price’. Sin embargo, dichas instalaciones se convierten en generadores del sistema, lo que implica tener que registrarse como tal y hacer frente a todos los procedimientos y permisos, lo cual suele conllevar retrasos e incrementos de costes del proyecto.
Dado este contexto, solo será rentable diseñar una instalación que presente excedentes si se simplifican los procedimientos reglamentarios y si el valor de los mismos es superior al coste de la energía (LCOE ) de la instalación fotovoltaica. Sin embargo, el precio del mercado mayorista en el largo plazo se espera que decrezca en línea con el LCOE de los proyectos de gran escala solares, que se proyecta bastante más bajo que el coste de una instalación de autoconsumo debido a que los de gran escala presentan un Capex y un coste de operación e instalación menor, así como un mayor factor de carga.
Por lo tanto, concluimos que el tamaño óptimo del panel que permite minimizar la factura anual del usuario es aquel que es lo suficientemente pequeño como para minimizar los excedentes. Según un análisis realizado por Afry sobre varios tipos de clientes estándar en España, en general la rentabilidad óptima se obtiene cerca del 20 a 30% de la demanda, en función del tipo de cliente y su perfil de carga horario.
. Señalamos que en la elección de los paneles el consumidor debe determinar cuál es su prioridad, si minimizar la factura eléctrica o maximizar su grado de autoconsumo, y en función de ello se instalará el tamaño de panel óptimo para sus necesidades. El consumidor puede optar por diferentes modelos de financiación, ya sea invirtiendo en su propia instalación de autoconsumo u optando por un modelo de contrato PPA (Power Purchase Agreement) o leasing sin necesidad de adelantar la inversión. Por otro lado, las compañías que ofrecen sistemas fotovoltaicos deben evaluar cuidadosamente el precio de su modelo de negocio de leasing y analizar el riesgo de que el offtaker deshaga el contrato. Encontramos tres modelos de negocio practicados actualmente en el mercado:
1. El proveedor ofrece un proyecto llave en mano que incluye la instalación y la tramitación de todas las licencias y permisos de la instalación. El consumidor invierte en su propia planta y se convierte en el propietario.
2. El proveedor acomete la inversión en el sistema de autoconsumo en las instalaciones del consumidor. Este a cambio firma un contrato PPA por la energía producida, acordando el precio de compra de la energía, así como la duración del contrato.
3. El proveedor ofrece un servicio de EPC y financia la instalación a través de un leasing (a través de una institución financiera de terceros, o a través de su propia división de financiación).
Al final del contrato, el consumidor puede comprar la instalación a un precio residual, calculado en base al coste de la inversión o en función de los ahorros proyectados durante la vida útil restante, generalmente alrededor de los 25 años. Los autoconsumidores residenciales generalmente están interesados en la primera opción, mientras que los modelos de contratos PPA y leasing son más comunes entre los consumidores industriales. Afry ha desarrollado un modelo para estimar el ahorro económico que pueden alcanzar distintos tipos de consumidores bajo los diferentes modelos de negocio. Como ejemplo, un consumidor de la tarifa 6.X tiene un perfil de carga estable con una reducción del consumo durante los meses de verano y los días no hábiles.
Si este consumidor contrata un proyecto llave en mano (opción 1) podría recuperar la inversión en un plazo de 6 años y vería una reducción promedio cercana al 10% en la factura anual de electricidad a lo largo de los 25 años del panel; señalemos no obstante que los ahorros dependerán de los precios futuros de la energía solar capturada, a su vez muy ligados al incierto precio futuro del gas, y al incierto desarrollo de potencia solar total en el sistema eléctrico.
Como inconvenientes de dicha opción, el consumidor tiene que realizar un pago por adelantado y además hacerse cargo de la operación de la instalación y la gestión de los excedentes de producción, que es una actividad no relacionada con su negocio. Como alternativa, firmar un PPA por 15 años podría ofrecer al consumidor un descuento del 3% al 5% en su factura eléctrica.
Ha de tenerse en cuenta que la negociación del precio del PPA suele ser un proceso largo, dada la alta volatilidad de los forwards de OMIP y su actual tendencia a la baja; los forwards baseload para Q2 y Q3-2020 ahora se negocian por debajo de €37/MWh y €40/MWh, lo que proporciona incentivos más bajos para instalar sistemas fotovoltaicos que cuando los futuros para 2020 y 2021 se negociaban por encima de €50/MWh en el verano de 2019.
El leasing se presenta como una buena oportunidad, ya que el pago anual está más que compensado por los ahorros que el consumidor experimenta en la factura al haber reducido su consumo de la red. En cuanto a la inversión del proveedor bajo las opciones 2 y 3, se estima que se amortizaría entre los 7 y 9 años, dependiendo del Capex inicial de los paneles y el PPA o leasing negociado. Este análisis para España sugiere que:
• La instalación de sistemas fotovoltaicos parece ser económicamente rentable para los consumidores finales, ya sea mediante una inversión inicial o mediante PPA o leasing (sujeto a la futura evolución del mercado mayorista y los peajes).
• Es probable que el gran peso del componente fijo de la factura eléctrica junto con la proyectada reducción de los “precios capturados solares” contengan la masificación del autoconsumo en España, siempre que el principal motor siga siendo puramente económico.
• La penetración de la generación distribuida en España alcanzaría cerca del 4% de la demanda anual nacional, con un total de 4 a 6 GW instalados en 2030, o 400-600MW al año en promedio. Esta cifra representa alrededor del 15% de la capacidad fotovoltaica total proyectada para 2030 por el Plan Nacional de Energía y Clima de España, por lo que se espera que la capacidad restante corresponda a proyectos de gran escala.