El recibo de la luz, UNESA y la deshonestidad estadística

Con motivo del primer aniversario del cambio (01/04/2014) en el sistema de fijación de precios eléctricos variables de referencia para consumidores de electricidad en mercado regulado con suministro de menos de 10 kW a baja tensión, Red Eléctrica de España ha publicado la nota de prensa “La factura de los consumidores de baja tensión descendió un 5,8% en 2014“:

La factura de los consumidores en baja tensión acogidos al nuevo sistema de Precio Voluntario para el Pequeño Consumidor (PVPC) bajó un 5,8% en 2014, con un importe medio de 708 euros anuales, frente a los 751 del año anterior. Esta cifra incluye todos los conceptos que forman parte del recibo de la luz, es decir, los términos de potencia y energía y los impuestos de electricidad e IVA. El cálculo se produce con datos homogéneos tras cumplirse este mes un año de vigencia del PVPC, una nueva metodología que calcula el coste de producción de la energía basándose en el mercado diario e intradiario, entre otros conceptos.

En los dos últimos años, la rebaja media de la factura eléctrica ha sido del 8,6%, con un ahorro medio de 67 euros para un consumidor acogido al PVPC. Los consumidores conectados a baja tensión constituyen el 60% de los casi 27 millones de contratos de suministro existentes en España.

La rebaja del recibo de la luz del 5,8% para los consumidores domésticos en 2014 ha ido aparejada de la eliminación del déficit de tarifa que se venía generando sistemáticamente cada año durante la última década. Según las estimaciones de la CNMC y del Ministerio de Industria, Energía y Turismo, en 2014 se ha registrado un ligero superávit de 100 millones de euros y por primera vez desde que comenzó a acumularse déficit, el pasado año la cantidad pendiente de cobro habría pasado desde los 24.500 millones de finales de 2013 hasta los cerca de 22.000 millones de 2014.

El texto se acompaña con un gráfico que integra el trabajo del IDAE, la CNMC y el INE y ha sido recogido por varios medios (EuropaPress, VozPopuliABC, El Economista).

 

Sin entrar por el momento a analizar las causas ni las afirmaciones, recordemos cómo en noviembre de 2014 medios como Expansión, ABC, El Economista, El Periódico de la Energía, Energynews, La Información y hasta Energías Renovables se hacían eco de una nota de prensa de UNESA y un informe contratado a KPMG donde la representatividad elegida sobre el recibo eléctrico poco tienen que ver con las cifras de REE.

En efecto, la patronal de las grandes eléctricas presentaba, en un informe plagado de errores tipográficos, ortográficos y de conceptos titulado “Contribución de las compañías que integran UNESA al desarrollo de la sociedad española” (nov 2014), flagrantes falacias como estas:


Págs. 19-20: Los hogares españoles destinan al pago de la electricidad, de media, un 2,18 % de sus ingresos [sic]

[…] un hogar paga de media en su factura eléctrica, una cantidad de 591 € para un consumo medio de 2.500 kWh al año y una potencia media contratada de 3,3 kW.

Para contextualizar esta cifra, debemos mencionar que el gasto medio por hogar en España, según el INE, es de 27.098 €. De esta cifra, 591 € son destinados para el pago de la factura eléctrica. El gasto en electricidad representa, por tanto, el 2,18 % de los gastos del hogar en España siendo uno de los gastos con un porcentaje inferior.

En España, el gasto en electricidad en el año 2013 supuso únicamente un 2,18% del total de la cesta de la compra. Esto supone que para este mismo año, los españoles han gastado de media 70 céntimos de euro al día por la electricidad consumida.

Aparte de la confusión entre gastos e ingresos en el titular, el gráfico que acompaña este texto, con el encabezado “Destino del gasto de las familias en España (euros)” especifica en trece fracciones porcentuales (y no en euros) que el gasto denominado Vivienda, agua y combustible supone un 30,9%, mientras que la Electricidad supone un 2,18% del gasto familiar. Las fuentes citadas son el Instituto Nacional de Estadística y Red Eléctrica de España.

Quienes acostumbramos a trabajar con estadísticas sabemos que el INE publica en la Encuesta de Presupuestos Familiares los gastos declarados por los hogares, desglosados por grupos, subgrupos o códigos. En realidad, el gráfico es una adaptación de la tabla original del INE con doce grupos de gasto, manipulada para segregar del grupo “4 Vivienda, agua, electricidad, gas y otros combustibles” (33,08%) el supuesto gasto en electricidad.

Sin embargo, la propia EPF desglosa específicamente el gasto eléctrico. Bastaba con querer presentar el dato en la tabla por código de gasto: En 2013, el gasto familiar “0451 Electricidad” alcanzó los 13.574 millones de euros; esto es, algo más de 745 euros por hogar (menos que en 2011 y 2012), o sea el 2,75% del total. En otros términos, 294 euros al año por persona o, parafraseando a los redactores del informe, los españoles [declaran que] han gastado de media 80,60 céntimos de euro al día por la electricidad consumida [en casa]. Puestos a hacer comparativas, es una cantidad superior a la compra de pan, cereales y aceite, o comparable a la de gas, fuel, agua, alcantarillado y basura juntos. Bajo esta óptica estadística, oficial, no como hace UNESA desagregándola interesadamente de los grandes grupos de dispendio, resulta que la electricidad ocupa, de media, el octavo lugar en los porcentajes de gasto familiar entre 117 conceptos. Se hallan diferencias por comunidades autónomas, por los diferentes climas, hábitos y niveles de vida. Y podemos suponer razonablemente que, como ocurre para todo el subgrupo 045 gasto energético, la afección de la factura eléctrica será relativamente superior a la media para los inactivos, parados y jubilados.

Diferencia estadística UNESA-INE 2013 para grupos de gasto de hogares

Diferencia estadística UNESA-INE 2013 para grupos de gasto de hogares

Pero ¿de dónde salen entonces sus 591 euros por hogar? Por el enlace a pie de página, se deduce que UNESA tampoco estaría basando el “consumo medio” de 3,3 kW y 2.500 kWh/año en sus propias cifras, sino en el simulador de REE (erróneamente indicado como CNMC), que a fecha de hoy reza “Consumo mensual de un hogar medio. Potencia media contratada por hogar: 4 kW. Consumo medio mensual: aprox. 270 kWh”. Por tanto, el consumo eléctrico anual del “hogar medio” para REE es de 3.240 kWh. Ello es más coherente con el informe Consumos del Sector Residencial en España del IDAE, donde se indica que el consumo de electricidad medio por hogar fue de 3.487 kWh en 2010. Aplicando al consumo tipo de REE los 22,73 cent/kWh de precio medio prorrateado por Eurostat (banda DC en 2013, impuestos incluidos) resultarían 736 euros anuales.

REE consumo electrico medio domestico ES

REE consumo eléctrico de un hogar medio en España

Asimismo, el simulador ministerial de conceptos tarifarios, donde se ejemplariza con 4,4 kW y  3.066 kWh anuales, muestra una factura anual de 724 euros. Y ya que estamos con simuladores, basta con introducir en el Comparador de Ofertas de la CNMC los datos precitados para obtener un listado de comercializadoras cuyos precios varían hoy de 700 a 870 euros anuales.

CNMC - Ofertas más económicas de comercializadoras de electricidad para cliente doméstico con 4 kW y  3250 kWh/año sion discriminación horaria

CNMC – Ofertas menos caras de comercializadoras de electricidad para cliente doméstico tipo sin discriminación horaria

CNMC - Ofertas más caras de comercializadoras de electricidad para cliente doméstico con 4 kW y  3250 kWh/año sion discriminación horaria

CNMC – Ofertas más caras de comercializadoras de electricidad para cliente doméstico tipo sin discriminación horaria

En efecto, tanto la potencia contratada tipo como la energía consumida de referencia son superiores a la indicación de la patronal eléctrica, que las ha rebajado descaradamente para presentar gastos muy inferiores a los verdaderamente representativos en 2013:

  • UNESA 2013: 591 euros
  • INE 2013: 745 euros
  • REE+Eurostat 2013: 736 euros
  • MINETUR 2014: 724 euros
  • CNMC 2014: 700 a 870 euros
  • REE 2013 (21/04/2015): 751 euros

Cierta prensa que ahora publica los resultados de REE creyó a pies juntillas a UNESA. Sin embargo, no se hace ningún cuestionamiento sobre las diferencias (resultados oficiales un 27% superior a los del “informe” de las eléctricas) ni sobre la incongruencia que suponen los datos (los 708 euros de 2014 serían una tremenda subida, y no una bajada, respecto de los 591 euros citados por la todopoderosa patronal para 2013).


Analicemos ahora la página 20: Cambios en los componentes de la factura eléctrica

En los últimos años, los costes ajenos al suministro se han incrementado, pasando de representar el 27% en 2005 al 61% en 2013.

Estos costes no deberían formar parte de la factura eléctrica, pues se corresponden con costes de política social o medioambiental.

Estas afirmaciones se acompañan de un gráfico cuya fuente es… la misma UNESA, que ni ofrece definición alguna de los denominados costes ajenos al suministro, ni justifica por qué excluir lo considerado como costes sociales o medioambientales. Mero reflejo de las campañas de marketing llevadas a cabo por las dos principales empresas de negocios eléctricos implantadas en España, Endesa e Iberdrola, basadas igualmente en sendos “datos propios”, opacas y dirigidas a convencer al consumidor común de que la electricidad es cara por pagar impuestos y subvenciones a las energías renovables:

“Cómo se desglosa mi factura eléctrica”. ENDESA

  • ENDESA: “¿Cómo se desglosa mi factura de la Luz?”
    De cada 100 € que hoy paga un consumidor por su suministro de electricidad
    Sólo 44 € corresponden al suministro de la luz, e incluyen tanto el coste de producir la electricidad como llevarla hasta el punto de consumo del cliente.
    Los 56 € restantes dependen de decisiones del Gobierno y se desglosan en:
        29 € son impuestos
        27 € se corresponden con otros costes cargados en la factura eléctrica:
            Subvenciones a las energías renovables: 18 €
            Compensación del déficit tarifario de años anteriores: 5 €
            Otros conceptos: 4 €
    ◊ [derecha del gráfico, color azul, serenidad] SUMINISTRO ELECTRICO 44%
        Transporte 4%
        Distribución 10%
        Energía y comercialización 30%
    ◊ [izquierda del gráfico, color amarillo-naranja y rojos, precaución y peligro] IMPUESTOS Y OTROS COSTES EN FACTURA 56%
        Otros costes 27%
            –Subvención a renovables 18%
            -Anualidad del déficit de tarifa 5%
            -Otras cargas en factura 4%
        Impuestos 29%
            -Impuesto eléctrico 4%
            -IVA 17%
            -Impuestos municipales 1%
            -Otros 7%

“Tu factura de la luz no puede ser más transparente”. IBERDROLA

  • IBERDROLA: “Tu factura de la luz no puede ser más transparente”
    De los 51 € de la factura mensual de un hogar medio, sólo 19 corresponden a la energía kWh consumida y a las líneas eléctricas para llevarla. El resto, 32 €, son costes ajenos al suministro eléctrico.
    Así se desglosa tu factura:
    ◊ [izquierda del gráfico, color verde, positivismo] 19 €     38%
        Energía kWh consumida 25,5%
        Líneas eléctricas 12,5%
    ◊ [derecha del gráfico, color gris, tristeza] 32 €     62%
        Políticas fiscales* 30,1%
        Políticas medioambientales 19,0%
        Políticas territoriales 3,7%
        Ayudas sociales 2,5%
        Otros 6,7%
    (*) Incluye tributos repercutidos en la factura al consumidor y tributos soportados por el productor de electricidad

 

Las empresas agrupadas en UNESA siguen la estela de Eurelectric. Tales actitudes ya han sido desenmascaradas como engañosas por UNEF, ASECE, Greenpeace y la revista Energías Renovables. Y es que, a la sesgada elección del cliente residencial medio, se le añade un vicio interpretativo en los conceptos tarifarios, sin embargo reglamentados, con un grafismo manipulador.

La factura eléctrica está conformada por varios conceptos:

  • El término de potencia, abono fijo aplicable en función de la potencia contratada
  • El término de energía, gasto variable en función del consumo
  • El impuesto especial de electricidad, aplicable a los anteriores
  • El alquiler (en su caso) del contador, pago fijo aplicable en función del medidor y la tarifa
  • El IVA, aplicado a todos los conceptos anteriores (incluso sobre el impuesto eléctrico)

Una parte de tales conceptos se retribuye mediante PEAJES DE ACCESO, unas cuantías reguladas por el Estado y aplicadas a todo consumidor de electricidad sobre el término fijo y el término de energía (costes de suministro) para asumir los gastos en transporte, distribución, comercialización, operación, déficit de ingresos (reconocido sin auditoría a las sociedades de UNESA por los sucesivos gobiernos españoles), primas a energías renovables y cogeneración de alta eficiencia (régimen especial), compensaciones nucleares, compensaciones extrapeninsulares y otros.

Estructura del coste de suministro. Fuente: Energía y Sociedad

Estructura del coste de suministro. Fuente: Energía y Sociedad

En noviembre de 2014, cuando se editó el informe de KPMG, la patronal de las grandes eléctricas españolas conocía perfectamente las últimas cifras consolidadas de los peajes de acceso del sistema eléctrico, pues en mayo la CNMC había publicado la Liquidación Provisional nº 14/2013:

CNMC. Liquidación provisional nº14/2013 del sistema eléctrico

CNMC. Liquidación provisional nº14/2013 del sistema eléctrico

La suma de los gastos parciales de esta liquidación asciende a 21.107 millones de euros, a saber:

  • 9.201 M€ régimen especial (RE): 43,5%
  • 5.098 M€ distribución y comercialización (D+C): 24%
  • 2.756 M€ déficit y diferencias de gestión: 13%
  • 1.806 M€ sistema extrapeninsular: 8,5%
  • 1.604 M€ transporte (REE, principalmente): 8%
  • 421 M€ bono social: 2%
  • 129 M€ interrumpibilidad del suministro: 0,6%
  • 72 M€ moratoria nuclear y residuos radiactivos: 0,3%
  • 20 M€ CNMC: 0,1%

Puesto que la energía consumida en el período fue de 239.676 GWh (unos 69.500 GWh en BT≤10 kW), los costes regulados supusieron de media 8,8 c€/kWh asumiendo que los insuficientes ingresos generaron un nuevo déficit de 1,3 c€/kWh, pues con los 17.991 M€ de ingresos y recuperaciones, estos costes regulados significaron 7,5 c€/kWh de promedio.

Pero cada tarifa tiene unos peajes. A la fecha de publicación del informe de UNESA, la tarifa 2.0A que se toma como referencia del consumidor tipo pagaba en peajes de acceso 38,04 €/kW/año por el término fijo y 4,4 c€/kWh por el término variable. Una atribución que no penaliza suficientemente a los que más consumen y dirigida a asegurarse, vía cuota de abono, la mayor parte de los costes regulados.

Junto a los costes regulados, en el término fijo el consumidor paga 4 €/kW/año por el MARGEN DE COMERCIALIZACIÓN que va a parar en la gran mayoría de los casos a una empresa de UNESA.

Además de los costes regulados, en el término variable se agrega el COSTE DE PRODUCCIÓN DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA, con metodología propia para la factura de referencia, denominado Precio Voluntario para el Pequeño Consumidor (PVPC) a condición de tener contratada una comercializadora de referencia que está asociada a… UNESA. En 2014, el PVPC aplicable al consumidor tipo con tarifa 2.0A fue de 7,5 c€/kWh según la aplicación Lumios. Este precio está destinado a pagar los mercados de generación, en que de nuevo UNESA aparece como agrupación omnipresente al poseer casi todas las centrales térmicas y cerca de un 40% de las hidráulicas y el régimen especial, lo que les garantiza poner en venta entre el 60 y el 66% de la electricidad producida.

Aparece el IMPUESTO SOBRE LA ELECTRICIDAD: un 5,1127% de los términos de potencia y de energía.

Por otra parte, entre los EQUIPOS DE MEDIDA Y CONTROL que las comercializadoras pueden alquilar al abonado, un simple contador sin discriminación horaria sin telegestión supondrá 6,48 € anuales.

Finalmente, se aplicará el IMPUESTO SOBRE EL VALOR AÑADIDO, que supone un elevado tipo impositivo del 21% sobre todos los conceptos anteriores.

Recapitulemos:

Para un abonado tipo, que tiene una potencia de 4 kW y un consumo anual de 3.240 kWh (REE) bajo la tarifa 2.0A contratada con una gran eléctrica, , estos son los desgloses:

  • Peajes de acceso término fijo: 38,04 €/kW/año x 4 kW = 152,16 €
  • Peajes de acceso término variable: 4,4 c€/kWh x 3.240 kWh = 142,56 €
  • Margen de comercialización: 4 €/kW/año x 4 kW = 16,00 €
  • Precio de la energía: 7,5 c€/kWh x 3.240 kWh = 243,00 €
  • Impuesto de electricidad: 0,051127 x 553,82 € = 28,32 €
  • Alquiler de contador: 6,48 €
  • IVA: 0,21 x 588,62 € = 123,61 €

Hagamos un cálculo aproximado sobre los destinos de cada pago:

  • 41,4% Peajes de acceso: 294,62 €
    • Régimen especial: 128,16 € (UNESA: 42,72 €)
    • Distribución y comercialización: 70,71 € (UNESA: 67,17 €)
    • Déficit tarifario: 38,30 € (UNESA)
    • Sistema extrapeninsular: 25,04 € (UNESA)
    • Transporte: 23,57 € (UNESA: 1,18 €)
    • Bono social: 5,89 € (abonados con dificultades o escaso consumo)
    • Interrumpibilidad del suministro: 1,77 € (grandes consumidores)
    • Compensaciones nucleares: 0,88 € (UNESA)
    • CNMC: 0,30 €
  • 2,2% Margen de comercialización: 16,00 € (UNESA)
  • 34,1% Precio de la energía: 243,00 € (UNESA: 162,00 €)
  • 0,9% Alquiler de contador: 6,48 € (UNESA)
  • 21,3% Impuestos: 151,93 €

 

La lectura que sacamos es que 369,77 euros (“sólo” un 52%) de una factura de 712,03 euros van a parar hoy a UNESA o se deben a su operación, mientras que 85,44 € (el 12%) se distribuyen en primas a numerosos pequeños productores en régimen especial (lo que Endesa denomina subvenciones a renovables e Iberdrola, políticas medioambientales) y únicamente 3,54 € (el 0,5%) sirven para retribuir a pequeños comercializadores. Otros 5,89 € (un 0,8%) compensan a millones de pequeños consumidores y las familias desfavorecidas, una solidaridad que las grandes empresas magnifican como una peligrosa política social.

Las eléctricas tienen la osadía de incluir unilateralmente en los “costes ajenos al suministro” conceptos claramente relacionados con la generación, como las primas al régimen especial -que sirven para premiar tecnologías más eficientes o fuentes autóctonas-, las compensaciones extrapeninsulares -dirigidas a reducir el precio de los caros grupos de generación fósil de las islas y ciudades autónomas- o el déficit tarifario -creado para devolver el supuesto precio de generación del régimen ordinario-,  o con medidas frente a la demanda como las compensaciones por suministro interrumpible -ideado para casos en que el sistema deba desconectar a grandes consumidores, que gozan de tarifas rebajadas-. Sin embargo, las empresas de UNESA (EndesaEGP, Iberdrola, GasNatural-Fenosa, EDP-HC, E.ON) se benefician casi en exclusiva de D+C, de las cuotas por déficit tarifario, de las compensaciones extrapeninsulares y de la moratoria nuclear, conceptos que suman 9.732 M€ (el 46% de los gastos regulados). Además, cuentan con gran número de plantas generadoras en RE y son acreedoras, junto con grandes bancos que en años pasados fueron sus socios de referencia, de parte de los 26.000 M€ de un déficit tarifario titulizado.

Comparemos la factura del consumidor medio con lo que Endesa e Iberdrola afirman:

  • Precio de la energía, alquiler de contador, margen de comercialización, transporte, distribución y comercialización: 50,5% contra 44% de Suministro y transporte según Endesa y 38% de Energía consumida y líneas según Iberdrola.
  • Impuesto eléctrico e IVA: 21,3% contra 29% inventado por Endesa y 30,1% rebuscado por Iberdrola.
  • Régimen especial (renovables y cogeneración): 18% contra 18% pero mal denominado Subvenciones a energías renovables por Endesa y 19% denominado Política medioambiental por Iberdrola.
  • Bono social: 0,8% contra 2,5% de Ayudas sociales exagerado por Ibedrola.
  • Sistema extrapeninsular: 3,5% contra 3,7% de Políticas territoriales según Iberdrola.

Lo que a las entidades de UNESA les preocupa, y de ahí el invento de los costes ajenos al suministro, es llevarse menos tajada del pastel eléctrico, máxime con unas deudas sectoriales que decuplican de largo el beneficio de sus negocios eléctricos. Pero ese mensaje de culpabilidad de las renovables en el sobrecoste de tarifa se cuela con demasiada facilidad en la prensa y cala en el público. A pesar de presentar los desgloses probablemente menos rigurosos y transparentes del mercado.

Eclipse solar e incidencia en las redes eléctricas europeas, II

En la entrada Eclipse solar e incidencia en las redes eléctricas europeas, I presentamos un resumen del informe ENTSO-E “20 March Solar Eclipse: An Unprecedented Test for Europe’s Electricity System” respecto de la respuesta de los gestores europeos de redes de transporte (GRT) ante la bajada de radiación solar durante el eclipse y su afección a los sistemas solares de producción eléctrica, y desmentimos el alarmismo de cierta prensa española.

Pasado el evento, sin haber hallado planes de emergencia, problemas de suministro eléctrico ni desplome de la energía eléctrica, como anunciaban los augures, la propia ENTSO-E publica en su nota “Solar Eclipse: Europe’s TSOs Teamed Up Successfully” (Eclipse solar: Los GRT de Europa respondieron exitosamente) :

El sistema eléctrico europeo necesita ser compensado cada segundo. Entre las 9:00 y las 12:00, hora de Bruselas, los GRT tuvieron que reforzar su cooperación para cubrir la inusual caída seguida de la rápida reintegración de unos 17 GW de generación solar. Los operadores de sistemas de distribución y especialmente los generadores respondieron a la llamada por una cooperación proactiva.
[…] Los GRT habían logrado predecir con mucha precisión el efecto del eclipse en la generación solar; aun teniendo en cuenta el “escenario más desfavorable” que el eclipse podría provocar en un día soleado. El sol brillaba efectivamente esa mañana en el sur de Alemania y el norte de Italia, donde la concentración fotovoltaica es la mayor de toda el área ENTSO-E. El momento más crítico se dio entre las 10:45 y las 11:15, momento en que la generación solar empezaba a remontar.
Alemania e Italia hicieron frente a los desafíos más grandes. En Alemania, la producción solar esa mañana superaba incluso el nivel normal de la época, resultado de un invierno muy soleado. Pero a pesar de este reto, los GRT alemanes controlaron muy suavemente las altas y rápidas variaciones de las centrales solares, con 39 GW de potencia instalada, recurriendo a reservas de capacidad de niveles nacional y regional. A la vista de la previsión de tiempo soleado, Italia decidió, en cooperación con operadores de distribución y generadores, asumir un equivalente de salida del sistema de 5 GW fotovoltaicos entre las 7:00 y las 14:00 horas. Consiguientemente, durante ese período la generación solar de referencia se redujo de 18 a 13 GW. Pasadas las 14:00 horas, se reconectaron a plena capacidad.
La situación en la red europea volvió a la normalidad a las 12:00, una vez pasado el eclipse.

Algunos gestores han hecho estimaciones de la situación:

Swissgrid: Antes del inicio del eclipse solar en Europa, las instalaciones fotovoltaicas europeas alcanzaron una potencia aproximada de 26 GW. La potencia total fue bajando hasta 11 GW y se recuperó al cabo de una hora hasta alcanzar 37 GW.
Terna: En la fase inicial del eclipse, la producción fotovoltaica a nivel europeo era de 27.000 MW, luego bajó a 12.000 MW en el momento del oscurecimiento máximo, para recuperarse hasta 37.000 MW cuando el sol volvió a resplandecer sobre el continente.

 

En efecto, salvo en Italia, Alemania y Europa Central y Oriental, como muestra EUMETSAT, la nubosidad sobre el oeste del continente redujo el impacto real del eclipse en la generación fotovoltaica y resultó muy inferior a los 35 GW anunciados para una situación general improbable de cielos despejados.

Por otra parte, sobran perogrulladas como la noticia de Expansión (21/03/2015) “El eclipse perjudica más a Alemania que a España“. “De los 17.000 megavatios (MW) solares que dejaron de producir por el eclipse, 10.000 estaban en Alemania y 1.300 MW en España“, afirman. Resultaría lógico este orden de diferencias, visto que se calcula la capacidad alemana en 39,7 GW cuando en España sólo hay instalados 6,7 GW fotovoltaicos y termosolares, y que los cielos se mantuvieron claros en casi toda Alemania, mientras que planearon nubes sobre la Península Ibérica. Los impactos relativos habrían sido del 25% y del 19%, respectivamente, de la capacidad pico existente. Pero aún hay incorrecciones que analizamos más abajo.


ESPAÑA

A juzgar por los datos de telemedida de REE, la generación de 6,7 GW fotovoltaicos y termosolares en el sistema peninsular pasó de 581 MW (9:20 h) a 292 MW (10:10 h) para luego recuperarse hasta los 1.143 MW (11:10 h).

REE producción solar del 20/03/2015 (eclipse)

REE producción solar del 20/03/2015 (eclipse)

En el momento de la inflexión del oscurecimiento, la participación solar en la carga de demanda eléctrica peninsular quedó por debajo del 1%.

Las condiciones meteorológicas de los días previo y posterior fueron muy similares al del eclipse; tanto, que la producción solar del día 21 de marzo casi se puede tomar como el comportamiento que hubiera tenido el vertido a red el 20 de marzo sin el acontecimiento astronómico:

Producción fotovoltaica y termosolar 19-20-21 de marzo de 2015

Producción fotovoltaica y termosolar 19, 20 y21 de marzo de 2015

Extrapolando, podemos estimar las pérdidas de generación para la red debidas al eclipse en:

  • 09:30 h -27 MW | 09:45 h -258 MW | 10:00 h -466 MW
  • 10:15 h -563 MW
  • 10:30 h -458 MW | 10:45 h -221 MW | 11:00 h -79 MW
Baja aprox. de potencia solar durante el eclipse

Bajada aproximada de potencia solar durante el eclipse del 20/03/2015

Esos 560 a 570 MW de bajada máxima de potencia en las condiciones reales de ocultación están muy lejos de la hipótesis de cielos despejados. En el informe técnico de ENTSOE previo al evento se citaba (tabla 4) una reducción máxima de 1.392 MW para España respecto de la máxima radiación con cielos claros. Y tenemos una estupenda representación de esas condiciones óptimas de producción esa misma semana; concretamente, el soleado 16 de marzo. Ese día, a las 10:10 h, las centrales solares peninsulares inyectaron 3.693 MW. Si las condiciones meteorológicas se hubieran reproducido el día 20, y el efecto del eclipse hubiera sido de -1.392 MW, se habrían generado unos 2.300 MW en el momento de mayor ocultación.

Producción solar a la red eléctrica peninsular, semana 10/2015

Vertido solar a la red eléctrica peninsular, semana 12/2015

REE no ha publicado aún estimaciones, aunque si creemos a Expansión:

Según los datos de Red Eléctrica (REE), a los que ha tenido acceso EXPANSIÓN, en España la diferencia máxima de la producción solar real respecto a la prevista en el día previo en el sistema eléctrico peninsular fue del orden de 1.300 megavatios. Inicialmente, se había previsto un impacto de hasta 1.700 megavatios.

Comparar el impacto sobre las previsiones meteorológicas del día anterior le es útil al GRT para determinar los desvíos sobre la programación, pero no muestra el efecto real del eclipse solar en la curva de tendencia de la red. Como hemos visto, a la hora de la culminación se vertían 292 MW solares en lugar de los 850 MW aproximadamente que cabía esperar con el mismo cielo nublado pero sin ocultación astronómica. Luego, en el sistema eléctrico peninsular español, la diferencia máxima entre la potencia solar real del 20 de marzo y la que se habría entregado sin eclipse fue del orden de 560 MW. Pero un 60% menos de impacto sobre lo que se había publicado no es mediático.

Los gestores de las redes habían hecho hincapié en los riesgos por la rapidez con que la producción solar podía descender o aumentar, con gradientes de hasta -23 y +61 MW/min en España. Si no se trata de un error en las tablas de datos provisionales de REE, en esa misma semana, el 17 de marzo, la potencia solar vertida al sistema peninsular había caído de 2.172 MW (10:50 h) a 1.472 MW (11:00 h) y se recuperó inmediatamente hasta 2.352 MW (11:10 h). En el intervalo de veinte minutos se habían dado unos gradientes de -70 a +88 MW/min.

No están claras las fuentes flexibles que compensaron los gradientes solares durante el eclipse. La demanda tendió a acelerarse con el apogeo del evento y su curva de salto se asemeja más bien a la gráfica conjunta de hidráulica y saldo de intercambios. Las variaciones de ciclos combinados o las de carbón sólo son algo simétricas a las solares en la primera fase de bajada de radiación. Y lo más curioso es que la eólica se comportó de manera favorable con el gradiente solar.


FRANCIA

Según los datos provisionales de RTE, la producción de los 5,4 GW solares en este país medianamente nublado el día del eclipse alcanzó 1.228 MW a las 9:30 h y comenzó a descender hasta tocar los 456 MW pasada una hora, para seguidamente remontar a 1.881 MW sobre las 11:30 h.

RTE production solaire du 20/03/2015 (éclipse)

RTE producción solar del 20/03/2015 (eclipse)

Durante la máxima ocultación, la contribución solar a la demanda eléctrica francesa se redujo hasta el 1%.

La tendencia de producción solar en Francia continental sin eclipse pero con la meteorología real se puede estimar en 1.600 MW a las 10:30 h:

Vertido fotovoltaico a la red en Francia durante el eclipse, y tendencia

Vertido fotovoltaico a la red en Francia durante el eclipse, y tendencia

Mientras que ENTSO-E había previsto una bajada de 2.011 MW en condiciones de cielos despejados, la reducción máxima de generación solar en la red de Francia causada por el eclipse del 20 de marzo se aproximó a los 1.140 MW. El impacto, por tanto, fue un 43% menor que el anunciado a bombo y platillo.

Pérdida de potencia solar en Francia durante el eclipse, respecto de la tendencia

Pérdida de potencia solar en Francia durante el eclipse, respecto de la tendencia

La curva de menor insolación coincidió con un alza de la demanda, probablemente más por el efecto mediático del eclipse parcial que por la iluminación pública fotosensible. Las fuentes principalmente empleadas para solventar estos fenómenos fueron las hidráulicas de embalse y de bombeo-turbinación y, en menor medida, la nuclear:

RTE filière hydraulique le 20/03/2015 (éclipse)

RTE producción hidráulica del 20/03/2015 (eclipse)


ALEMANIA

Tennet había publicado un gráfico bastante acertado para Alemania. Amprion cita: “El reto para el GRT consistió principalmente en compensar plenamente la comercialización de la energía solar en el mercado eléctrico durante el eclipse mediante varios sistemas de producción flexibles. Al comienzo del eclipse en Alemania, el suministro de la energía solar se redujo de 13.000 MW a 6.000 MW en unos 45 minutos. Al final del eclipse, la alimentación se elevó a 21.000 MW, equivalente a la demanda de electricidad de unos 21 millones de personas. Durante el eclipse solar, el GRT añadió energía de reserva para mantener equilibradas la producción y el consumo en todo momento. En este contexto, se utilizaron plantas de energía flexibles como las centrales eléctricas de acumulación por bombeo, cuya capacidad se puede aumentar y el acelerar rápidamente. Además, las empresas de alto consumo energético tuvieron que desconectarse de la red por unos minutos. Amprion tiene grandes consumidores con disposiciones contractuales sujetas a los llamados recargos por interrupción del suministro. ‘Ayudó el que las previsiones meteorológicas del día anterior fueran inequívocas’, dijo Joachim Vanzetta, jefe de sistemas des gestión de red de Amprion. Con ello, también las variaciones de las fuentes de alimentación pudieron ser calculadas de antemano. Lo cual resulta generalmente complicado debido a la dificultad de predecir fenómenos meteorológicos tales como estratos, especialmente en el pronóstico para la energía solar“.

Aunque sólo Transnet y 50Herz ofrecen en sus páginas sus resultados particulares tras el acontecimiento, hemos encontrado en la web de EEX transparency los datos provisionales de generación fotovoltaica a 20/03/2015 para los cuatro GRT nacionales:

Producción fotovoltaica en Alemania el 20/03/2015, por gestores

Producción fotovoltaica en Alemania el 20/03/2015, por gestores

Podemos observar unos minutos de diferencia en la culminación del eclipse para 50Hertz, que opera en Alemania Oriental, y los demás gestores teutones:

Producción FV durante el eclipse, por zonas, en Alemania

Producción FV durante el eclipse, por zonas, en Alemania

La generación de los aproximadamente 39,7 GW fotovoltaicos instalados en el país bajó hasta los 5.441 MW a las 10:30 h, cúspide de la efeméride astronómica, cuando con idénticas condiciones meteorológicas pero sin eclipse se habrían esperado unos 16.200 MW. Luego, la máxima pérdida de inyección solar a las redes eléctricas debida a la sombra lunar sobre Alemania el 20 de marzo rondó los 10.800 MW. Se aprecia consecuentemente un desvío de unos 6.100 MW menos respecto de los 16.916 MW de bajada fotovoltaica expuestas por ENTSO-E con las condiciones de cielos completamente claros; esto es, un 36% inferior en términos relativos.

Producción fotovoltaica durante el eclipse en Alemania, y tendencia.

Producción fotovoltaica durante el eclipse en Alemania, y tendencia.


ITALIA

El país cuenta con unos 19,7 GW solares instalados. Según Terna, “En Italia, el fenómeno astronómico ha comportado en la primera fase del eclipse la pérdida de 3.000 MW de producción fotovoltaica, a lo cual siguió una salida de 5.000 MW en una segunda fase. Las medidas llevadas a cabo por Terna y compartido en los últimos meses con los otros GRT -la maximización de todas las fuentes de reserva, el control del intercambio exterior y la gestión en tiempo real del bombeo- han permitido solventar el fenómeno sin incidencias para los usuarios del sistema eléctrico […] De particular eficacia se ha revelado, en este contexto, la actuación del procedimiento RIGEDI-GDPRO, experimentada por primera vez sobre el terreno en esta ocasión, de las 07:00 a las 14:00, y que ha concernido a cerca del 25% de la potencia fotovoltaica en Italia. Prevista en el Código de la Red, el procedimiento es es una medida única en Europa, que ha permitido a casi 10.000 plantas fotovoltaicas italianas contribuir simultáneamente a la gestión de la seguridad del sistema eléctrico, coherentemente con la tendencia actual hacia un modelo un modelo de smart grids que hace de Italia un país de vanguardia, también gracias a un marco normativo-regulatorio que impulsa en esta dirección“.

La polémica medida de la desconexión, que se vende por el gestor como una victoria, se analiza en el artículo “Terna bloquea el eclipse solar y cuesta caro” de Unendo Energia con el efecto sobre el precio de mercado:

El eclipse del viernes 20 de marzo ha dado mucho que hablar, no sólo por el espactáculo natural, sino también por el impacto que ha tenido en el sistema eléctrico nacional.
Terna, de hecho, ha aplicado el procedimiento de emergencia RIGEDI, previsto para la Generación Distribuida Reducible (GDR). Con ello fueron desconectados de la red, o apagados la mañana entera (de las 7 a las 14), unos 4.400 MW fotovoltaicos. El motivo aducido para esta decisión se habría debido al riesgo de posibles interrupciones de la producción.
La elección de Terna
sobre el cierre de una cuantía relevante de plantas fotovoltaicas ha tenido como consecuencia un aumento exponencial de los precios mayoristas de la energía durante las horas del paro. Los aumentos del precio fueron de casi 40 euros/MWh para el pico diurno y un PUN (precio único nacional) medio diario superior a 11 euros respecto del precio para todo el mes. Así pues, resulta que el cese parcial de la fotovoltaica del 20 de marzo y las limitaciones de las importaciones exteriores nos han hecho pagar mucho más por el precio de la energía.

A la fecha actual, no se encuentran datos de Terna sobre la producción solar medida del 20/03/2015, aunque sí de días anteriores y posteriores. Hemos solicitado su publicación en los informes de transparencia sobre unidades de generación e intermitentes, o una explicación de la razón de que no aparezcan, pero no hemos recibido respuesta. ENTSO-E había predicho una bajada de hasta 7.168 MW con cielos despejados a las 10:41 h CET, y gradientes de -111 y +159 MW/min.

Nos hemos atrevido a dar un orden de datos tanto de tendencia como de producción real solar italianas durante el suceso, promediando los datos de Terna sobre la producción fotovoltaica estimada para el 19 y el 21 de marzo y considerando que se trató de la tendencia meteorológica sin eclipse para el 20 de marzo. A continuación, hemos superpuesto a escala la curva de caída de radiación medida en una estación particular publicada por Unendo Energia:

Estimación de la producción fotovoltaica durante el eclipse en ITALIA

Estimación de la producción fotovoltaica durante el eclipse en ITALIA

De ser ciertos nuestros tanteos, la potencia solar habría descendido en Italia hasta 3.900 MW a las 10:30 h y la caída debida al eclipse habría alcanzado los 5.100 MW, de modo que sería un 21% inferior a las previsiones de ENTSO-E.


COMBINACIÓN ALEMANIA-ITALIA-FRANCIA-ESPAÑA

En el caso de que el cielo hubiera estado completamente descubierto ENTSO-E esperaba, para los cuatro países europeos con más capacidad solar conectada a la red eléctrica, una bajada de inyección de hasta 27,5 GW de los 33,5 GW continentales. Sin embargo, el impacto real de los grandes fotovoltaicos y termoeléctricos habrá quedado en -17,5 GW sobre las 10:30, lejos de las alarmas y desinformaciones que quedaron impresas en el público:

  • España (10:10 h) : -560 MW vs -1.400 MW (60% menos)
  • Francia (10:30 h) : -1.140 MW vs -2.000 MW (43% menos)
  • Alemania (10:30 h) : -10.800 MW vs -16.200 MW (36% menos)
  • Italia* (10:30 h) : -5.100 MW vs -7.200 MW (21% menos)

(*) Estimaciones en espera de datos

Estimación de producción solar en 4 países debido al eclipse

Estimación de producción solar en 4 países debido al eclipse

Efecto en conjunto:

Estimación de producción solar por el eclipse y tendencia en 4 países

Estimación de producción solar por el eclipse y tendencia en los 4 grandes países FV

A la vista de las bajadas de potencia estimadas por tramo horario, se puede calcular que, en términos de energía perdida, los 253 millones de residentes en Alemania, Italia, España y Francia han perdido con el eclipse 20.100 MWh de electricidad procedente de nuestra estrella.


Otros países: Portugal, Reino Unido.

Otras lecturas: greennews.info, ecos-solares, mvscada.

Respaldo térmico, I

Entre ciertas soflamas anti-renovables se encuentra la aseveración de que las fuentes eólica y solar provocan una duplicación del consumo de gas en las centrales de ciclo combinado. Estas atribuciones se basan en dos grandes errores de concepto:

  1. Confunden el factor de operación o las horas equivalentes con el rendimiento de la central, esto es, creen que por el mero hecho de que la producción de una central concebida para 6.000 horas anuales se reduzca a la mitad, el rendimiento térmico vaya a seguir el mismo camino y, por ende, el consumo y las emisiones se dupliquen.
  2. Consideran que solamente las renovables no gestionables inciden en la carga de las CTCC y que éstas son únicas garantes de su respaldo, obviando que las mismas son más bien flexibles a los cambios de demanda, y que hay multitud de centrales capaces de responder a las fluctuaciones climáticas de una manera inmediata y fiable gracias al CECRE.

Basta con obtener para la Península los datos oficiales de REE sobre producción de energía eléctrica y los del MINETUR sobre consumo de combustible en centrales termoeléctricas para desbaratar tales imputaciones.

CTGN-EOL_horas

Con datos reales, desde 2000 hasta 2011 la penetración de eólica y solar en el sistema generador español ascendió del 2 al 19% de participación, mientras que el consumo de gas natural en las centrales térmicas se situó de forma variable entre 1,46 y 1,64 millones de termias por cada GWh eléctrico que generaron. Esto es, estas renovables aumentaron más de 8 veces su peso en la red, mientras que el consumo del gas sólo ascendió un 12%.

Sobre el parámetro de las horas equivalentes de funcionamiento, habría incoherencias entre el prolongado funcionamiento de 2006 y un pico de consumo de gas, y si acaso se quiere advertir un ligero aumento al final de la serie, se explica por un buen año hidráulico (2010) y porque el carbón entró de nuevo en escena de la mano ministerial (2011).

 

Como se evidencia, no hay verdadera correlación entre el peso de eólica y solar y el consumo y emisiones de las CTCC en un sistema tan complejo como el peninsular español.

 

Al hilo: El mito del respaldo térmico a la eólica, o cómo obviar la demanda

De interés: Effects of wind intermittency on reduction of CO2 emissions: The case of the Spanish power system