– ¿Qué es el autoconsumo remoto?
El autoconsumo remoto (off-site generation, en inglés), también podría llamarse autosuministro, porque representaría mejor su operativa técnica. Necesitas ser titular de un punto de suministro (cups), y de un punto de producción (cil), estar inscrito en el registro de consumidores directos y en el de productores, y suministrarte energía a ti mismo mediante un contrato bilateral con entrega física, utilizando sólo los servicios de una distribuidora. El punto de suministro y el punto de producción pueden estar conectados en cualquier punto a la red de distribución o transporte.
– ¿Cuál es, entonces, la diferencia con el autoconsumo?
En el autoconsumo la instalación de producción se conecta a la red interior del consumidor, bien directamente o a través de una línea directa. Es decir, comparten infraestructuras. En el momento en que la unidad de producción se conecta directamente a la red de distribución deja de ser autoconsumo, porque ya no está conectada a la red interior de un consumidor, sino mediante las infraestructuras de distribución o transporte.
– Son, por tanto, diferentes. Pero ¿son incompatibles?
En términos técnicos y regulatorios efectivamente son totalmente diferentes, aunque en términos económicos son muy parecidas. En cada modalidad tú eres titular de una instalación de energías renovables y produces para tu propio uso. Las dos modalidades son complementarias, sirven para aquellas situaciones donde no hay espacio suficiente para cubrir todas las necesidades de un consumidor con autoconsumo, bien por razones arquitectónicas, como en el ejemplo que puso en la mesa del IV Foro Solar Gabriel García, Presidente de las asociación Empresarial Hotelera de Madrid, o bien por razones de consumos muy elevados, como pueden ser determinadas aplicaciones industriales: fundiciones de acero, fabricación de cemento, etc.
– ¿Qué características le definen?
El consumidor directo es un sujeto del mercado, y tal condición le permite celebrar contratos bilaterales de entrega física de energía eléctrica directamente a través de las redes de distribución y de transporte, con cualquier otro sujeto del mercado, como son los productores de energías renovables y las comercializadoras, por ejemplo. Un consumidor normal sólo puede contratar a través de una comercializadora. Ambos siempre tienen un contrato con una distribuidora.
– ¿Qué puede llevar a un consumidor directo a firmar un contrato directamente con otros sujetos del mercado?
Se asegura de un suministro concreto procedente de una planta de producción concreta. En nuestro ejemplo es un suministro de energía renovable.
– Pero tendría que ser titular de esa misma planta, ¿no?
Si el consumidor directo es titular de la unidad productiva, realmente estamos ante una situación de autosuministro y es perfectamente defendible que este suministro sea a precio cero, o casi cero, como también ocurre en la situación del autoconsumo. El autoconsumidor no se factura a sí mismo la energía producida y consumida. En el autosuministro, o autoconsumo remoto, ocurre lo mismo: el autosuministrador ha adquirido una planta de producción y con este activo cubre sus necesidades energéticas. El objetivo es compactar costes y eliminar intermediarios. La base imponible del impuesto eléctrico aquí es prácticamente cero y como la comercializadora no se responsabiliza de comercializar la energía autosuministrada, tampoco tiene riesgo de precio, y, por lo tanto, su coste también es inferior. Además esta modalidad permite a las empresas que así lo deseen autosuministrarse energía a un coste conocido de antemano, eliminando las dudas asociadas a la evolución del precio del pool. El bajo coste de las tecnologías renovables conlleva que convertirse en autosuministrador puede ser muy rentable, pues disminuye los costes energéticos. Por último debe mencionarse que esta modalidad contribuye a la instalación de nueva potencia renovable.
– ¿No vendrá luego el ministro Montoro o la Agencia Tributaria pidiendo explicaciones?
Aquí hay que tener en cuenta varias cosas. En primer lugar, el titular tiene que ser el mismo sujeto pasivo, no funcionaría si fueran dos sociedades diferentes, por el tema del transfer pricing. El cups y el cil son del mismo titular y están, por tanto, en el mismo balance. El activo productivo lo adquiere por una parte y lo amortiza por otra según las reglas contables que le son de aplicación. Como no puede amortizarse un activo dos veces en el mismo balance, no puede refacturarse a sí mismo ese coste de adquisición en forma de precio de la energía. Su energía la ha pagado en su práctica totalidad en el momento de adquirir el activo. La energía que se autosuministra mediante un contrato bilateral, cumpliendo los requisitos societarios de la autocontratación, está exenta de la obligación de ofertarse en el pool, de acuerdo a la legislación aplicable, por lo cual su precio no se determina en el pool, ni guarda relación con su mecanismo de casación por coste marginal.
– Antes decía que el autosuministro podría hacerse a precio cero o casi cero.
De hecho, el coste marginal para esta energía sería el de su operación y mantenimiento (O&M). Por eso hablaba de un precio prácticamente cero. Pero incluso veo defendible un precio a cero, si el titular ha adquirido su activo productivo mediante un contrato de renting, por ejemplo. De todas formas, estos detalles hay que analizarlos caso por caso, y hay que asegurarse de diseñar una estructura que en cada situación es defendible como correspondiente con la situación real.
– ¿Entonces evitaríamos pagar el impuesto a la generación eléctrica del 7% (IVPEE)?
Efectivamente, lo veo defendible aquí. De todas formas, como explicaba Javier Revuelta, de la consultora Pöyry, en la mesa ¿Qué papel puede desarrollar la fotovoltaica en el modelo energético adecuado para España? ellos ya no cuentan con el impuesto eléctrico del 7% a partir del año 2020. No podría estar más de acuerdo. Además, ya he defendido en otras ocasiones que pienso que el ministro Nadal también lo ha dado ya por perdido. Visto así, esta modalidad, aunque insisto que la veo sólida y defendible, probablemente nunca llegará a defenderse en ningún sitio, porque cuando tocase la primera liquidación, ya no será aplicable este tributo, por ser contrario a la normativa de la Unión Europea sobre imposición energética. Pero dicho todo esto, insisto en que incluso si no se tumbara el IVPEE es defendible que esta modalidad posibilita no pagarlo.
– ¿Así que tampoco importa mucho esta ventaja?
No diría esto. De momento, lo importante aquí y ahora, es que esta estructura hace bancables, ya a día de hoy, las instalaciones de energías renovables, debido a la mayor competitividad de precio conseguido así. Es decir, para que sea rentable no tendrán que esperar hasta que se haya tumbado el impuesto eléctrico. La bancabilidad también se ve incrementada porque el precio de las instalaciones en esta configuración no depende del pool y su volatilidad, sino del coste medio ponderado de la energía.
– ¿El precio de la energía renovable es más competitivo para este consumidor directo?
Efectivamente, el precio de la energía renovable autosuministrada puede competir directamente con el precio de la energía autoconsumida y esto facilita mucho la penetración de estas fuentes en el sistema eléctrico. Permite la emancipación del consumidor en el sistema eléctrico y está en línea con las ambiciones europeas de dar protagonismo al consumidor en la transición energética. Suena novedoso, pero no lo es. El Real Decreto 2019/1997 de contratación bilateral de energía eléctrica con entrega física es de los inicios de la liberalización del sector eléctrico. De hecho es un ejemplo de estabilidad regulatoria. Conceptualmente este modelo de implementar energías renovables de manera remota tampoco es nada nuevo, en otras jurisdicciones ya es muy habitual.
– Pero a las comercializadoras nos les hará gracia que les quiten del medio.
La comercializadora no se quita del medio, ni mucho menos. Simplemente se trata de otro modelo de negocio para ellas. Sobre la energía que el consumidor directo se autosuministra no tiene su margen de comercialización, pero tampoco tiene riesgo de posición en el mercado diario y/o intradiario. En cambio, sí que lo tiene sobre la energía que el consumidor directo no puede autosuministrarse. Ahí tiene negocio la comercializadora. Sobre este volumen puede firmar un contrato bilateral de suministro directamente con el consumidor directo. Además se les abre un abanico de oportunidades de negocio.
– ¿Cuáles?
Imagínate que el consumidor directo/autosuministrador dimensiona su instalación de tal manera que cubre toda su necesidad energética anual con una instalación fotovoltaica. Esta instalación no produce la misma cantidad de energía en todas las estaciones del año, ni por supuesto durante todas las horas del día. Este consumidor directo necesita alguien que le venda en el mercado sus excedentes y que le suministre energía cuando su producción no coincide con su consumo. Aquí la comercializadora puede hacerle el balance neto, firmando con el consumidor directo un contrato de coberturas, o una PPA sintética. Aparte de esto, el consumidor directo/productor también necesita un representante de mercado para la parte de producción, y tiene obligaciones de comunicación diaria con el operador de sistema eléctrico para informar sobre las cantidades de kWh que se casan todos los días en virtud de su contrato bilateral. Hay muchas oportunidades de negocio para la comercializadora, la distribuidora y otras empresas, ya que algunas de estas obligaciones de información serían servicios subcontratados.
– ¿Todos ganan entonces con el autosuministro?
Efectivamente. Y no sólo para la energía fotovoltaica. Se pueden combinar diferentes fuentes de energías renovables, como por ejemplo eólica, minihidráulica, y biomasa, por nombrar sólo algunas. De este modo, el consumidor directo puede cubrir más periodos horarios con su autosuministro. Cuando las baterías sean competitivas en cuanto a precio por kWh también entrarán en esta ecuación, o incluso antes, cuando se trate de un consumidor directo que también sea gestor de carga de vehículos eléctricos. Pero es importante destacar que el modelo sólo funciona bien con consumidores directos en media o alta tensión, ya que los consumidores directos en baja tensión sólo pueden tener contratado un suministro con un único sujeto del mercado para cada periodo horario.
– ¿Existe el autosuministro compartido?
En principio sí. Tendrían que ser varios consumidores titulares de instalaciones productivas, por ejemplo, en una comunidad de bienes o sociedad civil. Lo estamos estudiando todavía, es muy casuístico, ya conocemos por ejemplo, algunas situaciones en el sistema eléctrico donde se han permitido comunidades de bienes, concretamente en las infraestructuras compartidas de grandes plantas fotovoltaicas. Sería muy interesante combinar diferentes perfiles de consumidores directos con diferentes perfiles de tecnologías de capacidad productiva para optimizar el apuntamiento entre curvas de producción y de carga. Estamos, por ejemplo, mirando la posibilidad de segmentar plantas en diferentes cil para tener diferentes unidades de autosuministro, conservando a la vez las economías de escala. También estamos mirando otras maneras de compartirlo, pero todavía lo estamos madurando.
– ¿Esto ya se ha hecho en España?
Los contratos bilaterales con entrega física de energía son igual de viejos que la liberalización del sistema eléctrico. Dicho esto, hacer esto con energías renovables es relativamente nuevo, ya que hasta hace poco tiempo, por los costes de oportunidad de las energías renovables era un despropósito económico hacerlo. No se hacía por lo tanto por razones económicas. Jurídicamente siempre ha sido viable. Ahora mismo estamos elaborando soluciones en estas líneas para varios proyectos, con características muy variadas.
