Escenario actual y modelo CER (*) _ Parte II

Existen grupos cooperativos (históricos), que bajo el amparo de la Ley del Sector Eléctrico han puesto en marcha la actividad de generación, distribución y comercialización de energía eléctrica de origen 100% renovables.

Por supuesto también existen entidades no cooperativas, sin ir más lejos el propio oligopolio, que realizan estas mismas actividades. Pero apuesto por el modelo cooperativo, socialmente más avanzado en donde el uso de blockchain posibilitará ir más allá reforzando su caracter equitativo y democrático.

En la actualidad las cooperativas de generación son propietarias de grandes huertos fotovoltaicos o parques eólicos en los que (auto)generan la electricidad que consumen sus socios y clientes.

Una forma de minimizar el riesgo financiero es recurrir a los llamados contratos PPA (Power Purchase Agreement) en donde una entidad externa se encarga de fabricar la energía que en los próximos años se va a consumir en el seno de la cooperativa o de sus clientes.

Huelga decir que el fabricante bajo acuerdo PPA puede ser un elemento más del grupo cooperativo que asume esto como una estrategia de fomento de la generación renovable dentro del grupo.

Dentro del grupo cooperativo la relación (contratos de suministro) entre la generadora (cooperativa) con el consumidor (socio o no de la cooperativa) la podemos establecer con todos los matices que se deseen, que para eso estamos en un mercado liberalizado, incluyendo el coste de la electricidad, la forma de pago y como se paga. Por no hablar de la moneda con la que se paga…., que perfectamente podría ser mediante la contraprestación de todo tipo de servicios e incluso mediante una moneda virtual basadas en blockchain. ¿Porqué no?.

Pero sigamos viendo el escenario. Tenemos por otra parte el anteriormente mencionado RD 900/2015 que como se puede leer nos permite desarrollar el autoconsumo bajo dos opciones, tipo I y tipo II.

El autoconsumo tipo I es el que están aquellos consumidores donde coincide la propiedad del generador con la titularidad del suministro. El objetivo es ahorrar energía eléctrica procedente del mismo. Se conecta el generador aguas abajo del contador, o sea en la red  del consumidor, y  su potencia no debe exceder a la que tiene contratada con la compañia eléctrica. Tiene prohibido verter a la red pero se suele hacer la vista gorda pues apenas perturba a la instalación pública cuando los electrones salen del punto de consumo y porque a las compañias del negocio eléctrico, ya sea generación, distribución o comercialización…., no les amarga un dulce pues lo que se inyecta a la red nadie paga o compensa (balancea) es decir…., es energía gratis que se mueve por la red y de la que alguna comercial sacará partido en cuanto pase por un contador.

¿Pero cuanto se podría llegar a autogenerar y cuando se iría a autoconsumo según el RD 900/2015?.

Fijémonos en el siguiente cuadro:

Zona HSE Potencia contratada (kW) Autogeneración máxima (kWh/año) Consumo medio (kWh/año) Excedentes (kWh/año)
I 1.232 4,4 5.421 3.500 1.921
II 1.362 4,4 5.993 3.500 2.493
III 1.492 4,4 6.565 3.500 3.065
IV 1.632 4,4 7.181 3.500 3.681
V 1.753 4,4 7.713 3.500 4.213

HSP : Horas solares equivalentes

Según el RD uno puede instalar en su propiedad identificada por un contrato de suministro (CUP) un generador tan potente como la potencia del suministro contratado con la comercial. Y por supuesto siempre que quepa dentro del espacio ocioso que pretende usar con derecho a hacerlo.

Si tenemos en cuenta que el contrato medio en España es de unos 4,4 kW de potencia y el consumo (medio) es de unos 3.500 kWh/año, es de prever que podemos autogenerar mucha más energía que la que consumimos en cualquiera de las zonas solares peninsulares.

En definitiva para la configuración de máxima potencia (permitida) en un modelo de suministros paralelos:

Siempre habrá excedentes a los que habría que añadir los propios del desajuste temporal (diario, fines de semana, verano, anual…) entre la curva de consumo y la gaussiana de autogeneración.

Incluso en el caso hipotético de que la configuración fuese del tipo:

Es decir usando baterías que nos permita ajustar mejor la curva de la demanda al autoconsumo dejando que la autogeneración siga su curso.

En definitiva con baterías reducimos los kWh (demandados) que suministra la red pero no evitamos que en cualquier zona de la peninsula estemos inyectando a la red electrica (regalando) entre 2.000 y 4000 kWh/año. Suficiente para suministrar a un vecino que no puede pagarlo (pobreza energética).

Se puede pensar que lo ideal es una configuración que nos permita algo parecido a esto…

…. pero que en el contexto de lo que se cataloga como autoconsumo de tipo I  donde los excedentes se regalan a la red y dado que las baterías no son precisamente baratas, nos da como resultado que la amortización se situa por encima de los 10 años en la zona más favorable aunque eso si rompemos con el oligopolio.

Desaconsejo optar por este tipo de autoconsumo (tipo I) como estrategia de cooperativa de comercialización (bajada del precio de kWh), primero porque es tirar piedras contra uno mismo (subida del precio del granel demandado a la Red al bajar el consumo por aumento del autoconsumo individual)   y segundo….. porque, entre otras cosas, va más allá del ahorro particular que como comento no es precisamente su punto fuerte.  Se llama solidaridad con el que no tiene (pobreza energética) al poder usar lo que hoy regalamos al oligopolio. Este es el rol que blockchain puede jugar si lo vinculamos a una CER y nos apoyamos en el autoconsumo de tipo II (RD 900/2015).

En el próximo post lo explico con detalle.

(*) Comunidad de Energía Renovable

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