Barreras y oportunidades para el desarrollo de comunidades energéticas sostenibles en España. Estudio comparativo con Estados Unidos y Alemania

UNIVERSIDAD DE MÁLAGA DEPARTAMENTO DE EXPRESIÓN GRÁFICA, DISEÑO Y PROYECTOS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA INDUSTRIAL PROGRAMA DE DOCTORADO: INGENIERÍA Y GESTIÓN DE PROYECTOS TESIS DOCTORAL “BARRERAS Y OPORTUNIDADES PARA EL DESARROLLO DE COMUNIDADES ENERGÉTICAS SOSTENIBLES EN ESPAÑA. ESTUDIO COMPARATIVO CON ESTADOS UNIDOS Y ALEMANIA” Autora: María del Carmen Romero Rubio Director: Dr. D. José Ramón De Andrés Díaz Noviembre, 2015 AUTOR: María del Carmen Romero Rubio http://orcid.org/0000-0002-0579-1425 EDITA: Publicaciones y Divulgación Científica. Universidad de Málaga Esta obra está bajo una licencia de Creative Commons Reconocimiento-NoComercialSinObraDerivada 4.0 Internacional: http://creativecommons.org/licenses/by-nc-nd/4.0/legalcode Cualquier parte de esta obra se puede reproducir sin autorización pero con el reconocimiento y atribución de los autores. No se puede hacer uso comercial de la obra y no se puede alterar, transformar o hacer obras derivadas. Esta Tesis Doctoral está depositada en el Repositorio Institucional de la Universidad de Málaga (RIUMA): riuma.uma.es D. JOSÉ RAMON DE ANDRÉS DÍAZ, Dr. Ingeniero Industrial, Profesor Titular de la Escuela Técnica Superior de Ingenieros de la Universidad de Málaga, en el Área de Proyectos de Ingeniería, actuando en calidad de Director de la Tesis, HACE CONSTAR: Que la tesis presentada por Dª MARÍA DEL CARMEN ROMERO RUBIO con el título “BARRERAS Y OPORTUNIDADES PARA EL DESARROLLO DE COMUNIDADES ENERGÉTICAS SOSTENIBLES EN ESPAÑA. ESTUDIO COMPARATIVO CON ESTADOS UNIDOS Y ALEMANIA”, se ha desarrollado bajo mi dirección y reúne los requisitos necesarios para optar al grado de Doctor. Y para que así conste a los efectos oportunos, expido y firmo el presente documento en Málaga, a 29 de Octubre de dos mil quince. Fdo.: JOSÉ RAMON DE ANDRÉS DÍAZ A mi familia SUMARIO Las comunidades energéticas sostenibles son organizaciones en las que sus miembros se implican fuertemente para gestionar su propia energía, generarla con la máxima eficiencia y utilizar fuentes renovables. Estas comunidades aprovechan, en la medida de lo posible, los recursos locales de que disponen (energía solar, eólica, biomasa, etc.), con el fin de aumentar su autonomía y disminuir la dependencia de suministros externos. Dentro de un sistema de generación distribuida, las comunidades energéticas sostenibles productoras de energía, constituirían un caso particular de unidades locales de producción, en las que las instalaciones de generación son, al menos en parte, de propiedad colectiva. Desde hace más de una década, varios gobiernos y organizaciones internacionales en el mundo desarrollado, fomentan la creación de Comunidades Energéticas Sostenibles (CES), como estrategia para mejorar la aceptacion pública de las renovables, desarrollar la generación distribuida y cumplir objetivos de porcentaje de renovables en el consumo, eficiencia energética y reducción de emisiones de gases de efecto invernadero. En algunos países, especialmente en Estados Unidos, Canadá, Alemania, Dinamarca y Reino Unido, han surgido numerosas CES que han contribuido al desarrollo de las renovables en esos países. En España, un país con una gran riqueza en recursos renovables y en el que las energías renovables han experimentado un gran crecimiento en los últimos años, solamente existen algunos casos aislados de CES. El propósito de esta tesis es analizar el caso de España para determinar las causas de la escasez de CES en este país, así como proponer acciones dirigidas a acelerar la creación de CES y adaptadas al contexto español. Para facilitar esta tarea, se han tomado como referencia dos países con gran desarrollo de CES y se han establecido comparaciones. Estos dos países han sido EEUU y Alemania. De cada uno de ellos se ha analizado el desarrollo de renovables, el marco 4 CAPÍTULO 6. ESTADO DEL ARTE DE LAS ENERGÍAS RENOVABLES Y LAS CES EN ESPAÑA .............................................................................................. 147 6.1. Evolución de la Energías Renovables en España .......................................... 147 6.2. Marco legal para el fomento de las energías renovables en España ........... 148 6.2.1. Normativa previa a la Reforma Energética ................................................. 148 6.2.2. Normativa destinada a paliar el déficit tarifario .......................................... 153 6.2.2.1. Reforma del sector eléctrico ................................................................. 154 6.2.2.1.1. Real Decreto 413/2014 .................................................................. 155 6.2.2.1.2. Real Decreto 900/2015 .................................................................. 158 6.3. Comunidades Energéticas Sostenibles en España ........................................ 161 6.3.1. CES comercializadoras de energía eléctrica ............................................... 162 6.3.2. CES productoras de energía eléctrica.......................................................... 163 6.3.2.1. Ejemplos ................................................................................................... 164 6.4. Instalaciones productoras de electricidad. Modelos de propiedad más frecuentes ........................................................................................................... 168 6.4.1. Parques eólicos ............................................................................................ 168 6.4.2. Huertos solares fotovoltaicos ...................................................................... 169 6.4.3. Biomasa ....................................................................................................... 169 6.4.4. Cogeneración a gas natural ......................................................................... 170 CAPÍTULO 7. ANÁLISIS COMPARATIVO. BARRERAS Y OPORTUNIDADES PARA LAS CES EN ESPAÑA .................................................................................. 173 7.1. Diferencias en la normativa de apoyo a RES ................................................ 173 7.2. Diferencias en la evolución y características de las CES .............................. 174 7.3. Factores que han contribuido al desarrollo de CES en EEUU .................... 176 7.4. Factores que han contribuido al desarrollo de CES en Alemania .............. 178 7.5. Barreras para el desarrollo de CES en España ............................................ 181 7.6. Oportunidades para el desarrollo de CES en España .................................. 183 7.6.1. Redes de distribución de calor y frío eficientes .......................................... 184 7.6.2. Producción y comercialización de biocombustibles ................................... 187 7.6.2.1. Producción de biocarburantes ............................................................... 187 7.6.3. Otras áreas de actividad para CES en España ............................................. 188 CAPÍTULO 8. CONCLUSIONES Y FUTURAS LÍNEAS DE TRABAJO .......... 191 8.1. Conclusiones ..................................................................................................... 191 8.2. Futuras líneas de trabajo ................................................................................ 197 5 REFERENCIAS ......................................................................................................... 201 ANEXO 1. LISTADO DE PROYECTOS CSS UTILITY-SPONSORED EN EEUU ...................................................................................................................................... 215 ANEXO 2. LISTADO Y PORTADAS DE PUBLICACIONES ............................. 217 6 7 LISTA DE ACRÓNIMOS ACOGEN: Asociación Española de Cogeneración ADHAC: Asociación Española de Redes de Calor y Frío AEE: Agentur für Erneuerbare Energien. Renewable Energies Agency (Alemania) AMI: Advanced Meter Infraestructure AMR: Automatic Meter Reading AWEA: American Wind Energy Association BMEL: Bundesministerium für Ernährung und Landwirtschaft. Federal Ministry of Food and Agriculture (Alemania) BMU: Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz, Bau und Reaktorsicherheit. Federal Ministry for Economic Affairs and Energy (Alemania) BMWi: Bundesministerium für Wirtschaft und Energie. Federal Ministry for Economic Affairs and Energy (Alemania) BWE: Bundesverband WindEnergie e.V. German Wind Energy Association (Alemania) CES: Comunidad Energética Sostenible CNE: Comisión Nacional de la Energía (España) CNMC: Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (España) CommRE: Community Renewable Energy Deployment (Estados Unidos) CSS: Community Shared Solar CWP: Community Wind Project DGRV: Deutscher Genossenschafts-und Raiffeisenverband e.V. German Cooperative and Raiffeisen Confederation (Alemania) DOE: Department of Energy (Estados Unidos) DSIRE: Database of State Incentives for Renewables and Efficiency (Estados Unidos) EEG: Erneuerbare-Energien-Gesetz. Renewable Energy Sources Act (Alemania) EEWärmeG: Erneuerbare-Energien-Wärmegesetz. Renewable Energies Heat Act (Alemania) EEUU: Estados Unidos 8 EIA: Energy Information Administration (Estados Unidos) EREC: European Renewable Energy Council FIT: Feed-in Tariff FV: Fotovoltaica GIT: Grandes Instalaciones Térmicas GLREA: Great Lakes Renewable Energy Association G&T: Generation and Transmission ICES: Integrated Community Energy Solutions (Canadá) IDAE: Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (España) IOU: Investor-Owned Utility IPP: Independent Power Producer IREC: Interstate Renewable Energy Council (Estados Unidos) IRS: Internal Revenue Service (Servicio de Impuestos Internos) (Estados Unidos). Agencia Federal encargada de la recaudación de impuestos y el cumplimiento de las leyes tributarias. ITC: (Business Energy) Investment Tax Credit JEE: Jefatura del Estado Español KWKG: Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz. Combined Heat and Power Act LLC: Limited Liability Company MACRS: Modified Accelerated Cost-Recovery System MGPO: Mandatory Green Power Option MIEC: Ministerio de Economía (España) MIET: Ministerio de Industria, Energía y Turismo (España) NREAP: National Renewable Energy Action Plan NRECA: National Rural Electric Cooperative Association (Estados Unidos) NREL: National Renewable Energy Laboratory PANER: Plan Acción Nacional de Energías Renovables PBI: Performance-Based Incentive 9 POU: Publicly-Owned Utility PPA: Power Purchase Agreement PTC: (Renewable Energy) Production Tax Credit REC: Renewable Energy Credit RES: Renewable Energy Sources RESCOOP: Renewable Energy Sources Cooperative RPG: Renewable Portfolio Goal RPS: Renewable Portfolio Standard RR&P: Rules, Regulations and Policies RUS: Rural Utilities Service (Estados Unidos) SEC: Sustainable Energy Communities SPE: Special Purpose Entity SPV: Special Purpose Vehicle UNEF: Unión Española Fotovoltaica 10 11 LISTA DE FIGURAS Figura 1.1. Generación energética distribuida ................................................................ 20 Figura 1.2. Esquema de generación eléctrica centralizada. ............................................ 20 Figura 1.3. Esquema de generación eléctrica distribuida ............................................... 22 Figura 3.1. Evolución de la dependencia energética en España, Alemania, Dinamarca y Reino Unido .................................................................................................................... 48 Figura 3.2. Porcentaje de energías renovables en el consumo final en España, Alemania, Dinamarca y Reino Unido .............................................................................................. 48 Figura 3.3. Porcentaje de energías renovables en el consumo de calefacción y refrigeración en España, Alemania, Dinamarca y Reino Unido..................................... 49 Figura 3.4. Porcentaje de energías renovables en el consumo de electricidad en España, Alemania, Dinamarca y Reino Unido............................................................................. 49 Figura 4.1. Evolución del porcentaje de RES en el consumo de energía primaria en EEUU ............................................................................................................................. 55 Figura 4.2. Evolución del porcentaje de RES y otras fuentes en la producción de energía eléctrica en EEUU .......................................................................................................... 56 Figura 4.3. Evolución de la potencia instalada para generación de electricidad renovable en EEUU ......................................................................................................................... 56 Figura 4.4. Energía eólica en EEUU. Evolución de la potencia instalada y la electricidad generada .......................................................................................................................... 57 Figura 4.5. Energía solar para producción de electricidad en EEUU. Evolución de la potencia instalada y la electricidad generada ................................................................. 57 Figura 4.6. Energía hidroeléctrica en EEUU. Evolución de la potencia instalada y la electricidad generada ...................................................................................................... 58 Figura 4.7. Energía geotérmica en EEUU. Evolución de la potencia instalada y la electricidad generada ...................................................................................................... 58 Figura 4.8. Biomasa para producción de electricidad. Evolución de la potencia instalada y la electricidad generada ............................................................................................... 59 Figura 4.9. Ranking de estados con mayor potencia instalada para produccion de electricidad renovable en 2013 (según la tecnología) .................................................... 59 Figura 4.10. Ranking de estados con mayor potencia instalada para producción de electricidad renovable en 2013 (en total, con todas las tecnologías).............................. 60 Figura 4.11. Estados en los que se aplican RPS u objetivos voluntarios ....................... 65 Figura 4.12. Estados con RPS en los que existen disposiciones "carve out" ................. 68 Figura 4.13. Esquema de suministro eléctrico con net metering .................................... 69 Figura 4.14. Estados en los que se aplica la modalidad de suministro net metering ...... 69 12 Figura 4.15. Compensación del exceso de energía en los estados con net metering ...... 70 Figura 4.16. Impacto histórico del PTC en la potencia eólica instalada ........................ 77 Figura 4.17. Evolución de la capacidad añadida anualmente de energías renovables ... 85 Figura 4.18. Evolución de la capacidad acumulada de energías renovables .................. 85 Figura 4.19. Mapa interactivo de energías renovables en cooperativas eléctricas ......... 86 Figura 4.20. Cooperativas eléctricas con una instalación de energía solar en marcha o en proyecto .......................................................................................................................... 87 Figura 4.21. Cooperativas eléctricas con alguna AMI o AMR ...................................... 89 Figura 4.22. Evolución de la potencia instalada en proyectos eólicos CWP.................. 91 Figura 4.23. Evolución de la potencia añadida anualmente por tipo de productor ........ 91 Figura 5.1. Evolución del porcentaje de renovables en el consumo energético en Alemania ....................................................................................................................... 114 Figura 5.2. Energía eólica en Alemania. Evolución de la potencia instalada y la electricidad generada .................................................................................................... 114 Figura 5.3. Energía solar fotovoltaica en Alemania. Evolución de la potencia instalada y la electricidad generada ................................................................................................ 115 Figura 5.4. Biomasa-biogás (electricidad) en Alemania. Evolución de la potencia instalada y la electricidad generada .............................................................................. 115 Figura 5.5. Evolución del recargo EEG desde el año 2000 hasta 2015 ........................ 119 Figura 5.6. Distribución de la propiedad de la capacidad de generación de electricidad renovable ...................................................................................................................... 121 Figura 5.7. Distribución de la propiedad de la capacidad de generación de electricidad renovable en manos de ciudadanos .............................................................................. 121 Figura 5.8. Porcentajes de la capacidad de generación eléctrica solar, eólica y biomasa en manos de ciudadanos ............................................................................................... 122 Figura 5.9. Esquema de la estructura GmbH & Co KG ............................................... 125 Figura 5.10. Evolución del número de cooperativas en Alemania ............................... 126 Figura 5.11. Cooperativas de producción energética diferenciadas por recursos utilizados (abril 2014) ................................................................................................... 128 Figura 5.12. Equity ratio de las cooperativas de producción energética alemana en el período 2010-2012 ........................................................................................................ 129 Figura 5.13. Distribución de la propiedad de la capacidad eólica instalada en Alemania en 2010 ......................................................................................................................... 134 Figura 5.14. Creación de valor añadido local ............................................................... 135 Figura 5.15. Esquema de la planta bioenergética de Jühnde ........................................ 140 13 Figura 5.16. Distribución de la capacidad fotovoltaica instalada en las cooperativas alemanas ....................................................................................................................... 142 Figura 6.1. Evolución del porcentaje de renovables en el consumo energético en España ...................................................................................................................................... 147 Figura 6.2. Evolución de la potencia instalada en Régimen Especial en España ......... 151 Figura 6.3. Evolución de la potencia eólica instalada en España ................................. 151 Figura 6.4. Evolución de la potencia instalada de solar fotovoltaica en España .......... 152 Figura 6.5. Ejemplo de generación de déficit de tarifa (M€) ....................................... 153 Figura 7.1. Resultados de estudio sobre la aceptación pública de las energías renovables en Alemania .................................................................................................................. 181 Figura 7.2. Distribución del consumo en el sector edificios ........................................ 185 20 Figura 1.1. Generación energética distribuida Fuente: elaboración propia 1.1.1. Integración de las energías renovables en el sistema eléctrico El sistema eléctrico actual presenta una configuración centralizada (figura 1.2), ya que está diseñado para transportar la electricidad procedente de pocos puntos de generación, pero con elevada potencia instalada. La energía generada en las centrales eléctricas es transportada hasta los puntos de consumo mediante las redes de transporte y distribución de electricidad. Las pérdidas por transporte y distribución suponen actualmente alrededor del 10% de la demanda en barras de central. Figura 1.2. Esquema de generación eléctrica centralizada. Fuente: Observatorio Industrial del sector de Electrónica, Tecnologías de la Información y Telecomunicaciones, 2011 21 Un sistema de generación eléctrica distribuida estaría constituido por múltiples clústers interconectados entre sí y con la red nacional, adaptando la oferta y la demanda mediante redes inteligentes (“smart grids”). La generación eléctrica distribuida presenta múltiples ventajas frente al modelo centralizado tradicional, entre las que destacan (MIET, 2011; Lloveras, 2001): • Disminución de las pérdidas de energía en el transporte y la distribución, al producir la energía cerca del lugar de consumo. • La descentralización supone la propagación de las infraestructuras eléctricas hacia ciertas zonas, así como el refuerzo de líneas existentes en otros territorios, lo que redundaría en una red mucho más fiable y mallada. • Posibilidad de ofrecer mayor garantía de suministro, debido a la baja probabilidad de fallo de varios generadores pequeños a la vez. Estos generadores estarían interconectados, formando una microrred de forma que cuando uno falle el resto puedan compartir la carga. • Muy adecuada para el fomento de proyectos de cogeneración, debido a la proximidad de la zona de consumo de energía térmica con el lugar de producción de calor residual que de otra forma se disiparía al ambiente. Con ello se consigue un considerable aumento de la eficiencia energética. • Diversificación de los recursos e incremento del grado de autoabastecimiento, disminuyendo la dependencia de suministros externos y los efectos de las variaciones de precios de los combustibles fósiles. • La modularidad y menor tamaño de las instalaciones de generación distribuida, permiten añadir capacidad de generación con menos riesgo. Pueden ser ejecutadas en menor tiempo y adaptarse a los cambios de demanda de forma más eficiente. • La generación eléctrica distribuida proporcionaría una infraestructura adecuada para la generalización del uso de vehículos eléctricos, ya que permitiría explotar la capacidad de almacenamiento de energía de estos vehículos. En la figura 1.3 se muestra un esquema de generación eléctrica distribuida. 22 Figura 1.3. Esquema de generación eléctrica distribuida Fuente: Smart Grid Technology, 2011 La transición del sistema de producción centralizado actual hacia un sistema de generación distribuida, requiere un proceso de adaptación a nivel de infraestructuras, legislación, sistemas de gestión de demanda y mercado. El futuro de las infraestructuras eléctricas se encuentra en las redes inteligentes de transporte y distribución (smart grids), apoyadas éstas en las tecnologías de la información, un elemento de gran importancia para conseguir una gestión activa de la demanda. Esta gestión, junto con la utilización de técnicas de almacenamiento, permitirá adecuar las curvas de oferta y demanda, con la consiguiente reducción de gastos estructurales necesarios para cubrir la demanda punta y del riesgo de vertido de energías renovables en horas valle (MIET, 2011). 1.2. Comunidades energéticas sostenibles Dentro de un sistema de producción energética descentralizada, las comunidades energéticas sostenibles productoras de energía constituyen un caso particular de unidades locales de producción, en las que la instalación de generación es, al menos en parte, propiedad de varios titulares. 23 Las comunidades energéticas sostenibles (CES) son organizaciones cuyos miembros se implican fuertemente en la planificación e implementación de medidas dirigidas al uso racional de la energía y la implantación de energías renovables en la producción, consumo y/o comercialización de energía eléctrica, térmica (p.e.: calefacción/refrigeración), mecánica (p.e.: para bombeo) o combustible (p.e.: biogás para uso en vehículos o para su introducción redes de distribución de gas). Es deseable que además de medidas relacionadas con el uso de la energía, se establezcan otras dirigidas al uso racional del agua y otros recursos locales, como por ejemplo, reciclaje y revalorización de residuos. Las CES adoptan diversas formas jurídicas, modelos de negocio y financiación en función de varios factores: contexto normativo, fuentes renovables utilizadas, ubicación geográfica, grado de propiedad y/o implicación de la población local, etc. Las CES fomentan el ahorro energético y mejoran el conocimiento y la aceptación públicos de las energías renovables, contribuyen al desarrollo de la generación distribuida, a la reducción de la dependencia energética y al cumplimiento de objetivos energéticos y medioambientales. Por este motivo, varios gobiernos y organismos a nivel de la Unión Europea (Comisión Europea a través del programa Intelligent Energy Europe) y Norteamérica (U.S. Department of Energy, Natural Resources Canada) promueven el desarrollo de comunidades energéticas sostenibles, como estrategia para el cumplimiento de los objetivos de cuota de energías renovables en el consumo energético, eficiencia energética y reducción de emisiones de CO2. Para el fomento de CES se ponen en marcha programas como Renewable Energy Sources COOPerative (REScoop) en la UE, Community Renewable Energy Deployment (CommRE) en USA o Integrated Community Energy Solutions (ICES) en Canadá. A partir de las actuaciones de fomento, han surgido casos de comunidades energéticas que funcionan bien y resultan rentables, reportando múltiples beneficios a sus miembros a nivel económico, social y medioambiental. Existen además grupos de investigación en universidades (p.e.: Lancaster, California, Regina) que estudian este tipo de organización: contexto en el que se desarrollan, 24 percepción y nivel de participación de sus miembros, criterios de selección de tecnologías a implantar, modelos matemáticos de planificación y gestión, etc. Entre los países en los que más CES han proliferado, destacan Estados Unidos, Canadá, Reino Unido, Dinamarca y Alemania (Viardot, 2013). Por el contrario, en algunos países de la UE (entre ellos, España), la creación y desarrollo de CES está siendo mucho más lenta y la investigación sobre las mismas más escasa, por lo que existe muy poca documentación sobre CES en estos países. Hasta 2012, en España se daban varias circunstancias propicias para el desarrollo de la generación distribuida y las CES: abundancia de recursos renovables, normativas que facilitaban la financiación de la electricidad renovable mediante unos incentivos muy favorables, programas de fomento de redes de district heating/cooling con fuentes de producción renovables, propuestas incluidas en el PANER 2011-2020 (MIET, 2010) que se dirigían hacia la integración de las renovables en el sistema eléctrico, desarrollo de smart grids e integración de biogás en redes de gas natural. El porcentaje de renovables en el consumo de energía final pasó del 8,3% en 2004 al 15,4% en 2013. Gracias a los incentivos para el fomento de la electricidad renovable existentes hasta 2012, España es uno de los países europeos donde mayor crecimiento ha experimentado la producción eléctrica renovable. Como datos relevantes, cabe destacar (Eurostat, 2015; Red Eléctrica de España, 2015): • El porcentaje de renovables en el consumo eléctrico se ha incrementado notablemente (del 19% en 2004 al 42,2% en 2013 y 42,8% en 2014), superando el objetivo obligatorio del 39% establecido para 2020 en la Directiva 2009/28/CE. • La potencia instalada para producción de electricidad renovable ha crecido significativamente, especialmente la eólica (de 1.830 MW en 2000 a 22.970 MW en 2014) y la fotovoltaica (de 1,71 MW en 2000 a 1.672 MW en 2014). • En 2014, España ocupaba el segundo lugar de Europa en potencia eólica instalada y el cuarto lugar en el mundo, por detrás de China, Estados Unidos y Alemania (WWEA, 2014). En España, estos incrementos en el uso de energías renovables, no han ido acompañados de un aumento del número de CES. Apenas existen organizaciones que se puedan considerar CES propietarias de las instalaciones productoras, sino que éstas 25 suelen ser propiedad de grandes corporaciones empresariales o de pequeños inversores independientes (DBK, 2014). Por el contrario, en otros países como Alemania, Dinamarca o EEUU, las CES han contribuido en gran medida al desarrollo de las renovables. Por otra parte, desde 2012, en España los incentivos a la electricidad renovable y la cogeneración, se han reducido drásticamente, provocando incertidumbre, paralización de inversiones e incluso paradas de plantas existentes, ya que se han establecido recortes con carácter retroactivo. Este cambio en los incentivos, junto a la gran crisis económica que atraviesa España desde hace casi una década, dificulta en gran medida la implantación de nuevas instalaciones. Si cuando los incentivos a la electricidad renovable eran muy favorables apenas han surgido CES, actualmente será aún más difícil que proliferen CES productoras de electricidad renovable. Por esta razón, en esta tesis se analizarán oportunidades para las CES en otras actividades. 1.3. Objetivos En la presente tesis se abordarán las siguientes cuestiones: • ¿Cuál es el grado de crecimiento y desarrollo de CES en España actualmente en comparación con otros países? • ¿Cuáles son las oportunidades y barreras para las CES en España? • ¿Qué estrategias se podrían proponer para aprovechar las oportunidades y superar las barreras? Se estudiarán los modelos de propiedad más frecuentes en las instalaciones renovables en España y se identificarán las circunstancias favorables al desarrollo de CES (oportunidades), así como las barreras que lo dificultan. Se propondrán posibles actuaciones para paliar estas dificultades y acelerar el desarrollo de CES. Para facilitar el análisis y propuesta de soluciones, se tomarán como referencia dos países con gran desarrollo de CES y se establecerán comparaciones entre España y estos dos países. Los países de referencia serán Estados Unidos y un país de la Union Europea: Alemania. 26 Entre los tres países de la UE con mayor desarrollo de CES (Alemania, Dinamarca y Reino Unido), como país de referencia se ha elegido Alemania por ser el que presenta mayor similitud con España en extensión territorial, dependencia energética y evolución de la cuota de renovables en el consumo energético en la última década. Además, hasta hace poco, tenían sistemas parecidos de retribución a la electricidad renovable, gracias a los cuales, la cuota de renovables en el consumo de electricidad ha experimentado un fuerte incremento en ambos países. Sin embargo, pese a estas similitudes, existe una gran diferencia en el desarrollo de CES. En Alemania, las CES han contribuido en gran medida al incremento en la cuota de renovables en el consumo. En 2013 había 888 CES en la forma legal de cooperativa (Renewable Energies Agency, 2014), la mayoría productoras de energía a partir de solar fotovoltaica o biomasa (Boontje, P., 2013). Además, desde principios de los años 90 han surgido numerosos Citizen Wind Parks (Bürgerwindparks) con la forma legal de GmbH & Co. KG. Por otra parte, pese a las grandes diferencias que existen entre España y EEUU, entre otras muchas cosas, en extensión geográfica y normativa de apoyo a las renovables, se ha elegido también EEUU como referencia porque es un país con gran desarrollo de CES, pese a no tener unos incentivos para la electricidad renovable tan favorables como los que tiene Alemania y los que tuvo España hasta 2012. Aun así, en EEUU se han ideado modelos de financiación para CES adaptados a esta circunstancia. En el presente documento se identificarán las posibles causas de esta gran diferencia en el número de CES entre España, EEUU y Alemania. Se propondrán estrategias para fomentar el desarrollo de CES en España, fijándonos en los dos países de referencia y teniendo en cuenta el contexto energético español. 1.4. Contenido de la tesis La tesis se estructura de la siguiente forma: En el Capítulo 2, se definen las CES y se muestra un resumen de la literatura existente sobre las mismas. Se analizan las ventajas económicas, sociales y medioambientales que proporcionan estas organizaciones, así como tres iniciativas para su fomento en Europa. En el Capítulo 3 se describe la medotología utilizada en el análisis de la situación de España y los dos países de referencia. 27 En el Capítulo 4 se describe el estado del arte de las energías renovables y las CES en EEUU. Se analiza la evolución de las energías renovables, el marco legal para el fomento de las renovables, haciendo especial hincapié en la regulación que más afecta al desarrollo de CES. Se describen las características y modelos de financiación de tres tipos de CES en EEUU: Cooperativas eléctricas sostenibles, CES productoras de energía eólica y CES productoras de solar fotovoltaica. Se mostrarán algunos casos de estudio reales. En el Capítulo 5 se describe el estado del arte de las energías renovables y las CES en Alemania. Se analiza la evolución de las energías renovables, el marco legal para el fomento de las renovables, destacando el papel fundamental que han tenido en el desarrollo de la electricidad renovable los incentivos Feed-in Tariff (FIT) y el Renewable Energy Act (EEG: Erneuerbare-Energien-Gesetz). Se describen las estructuras jurídicas más frecuentes en Alemania para CES (cooperativas y GmbH & Co. KG), la distribución de cooperativas energéticas alemanas por estados federales, actividades a las que se dedican, perfil y motivación de sus socios, así como tres tipos de CES en Alemania: CES productoras de energía eólica (Bürgerwindparks), pueblos bioenergéticos (Bioenergiedorfs) y CES productoras de solar fotovoltaica. En el Capítulo 6 se describe la evolución de las energías renovables en España y la evolución de la normativa relacionada con el fomento de la electricidad renovable, desde la liberalización del Sector Eléctrico con la ley 54/1997 hasta la reciente Reforma Energética. Se destaca la escasez de CES, ya hay muy pocas organizaciones en España que puedan ser consideradas CES: • Cooperativas eléctricas que venden a sus socios electricidad “verde”, generalmente producida por terceros. Actualmente existen solamente cuatro. • Cooperativas agroalimentarias que implantan energías renovables y/o medidas de eficiencia energética en sus procesos (por ejemplo, cogeneración a gas natural). Aunque su actividad principal no sea la producción energética renovable, ni en la mayoría de los casos convertirse en CES sea un objetivo primordial, pueden ser consideradas CES por tratarse de cooperativas que implantan energías renovables o medidas de ahorro energético en sus procesos. 28 Por último, se describen los modelos de propiedad más frecuentes de plantas de generación de electricidad renovable en España. En el Capítulo 7 se hace una comparación entre España y los dos países de referencia, en términos de evolución de las renovables, normativa de fomento de la electricidad renovable y desarrollo de CES. Se enumeran los factores que han podido contribuir a la proliferación de CES en Alemania y EEUU, así como las barreras existentes para la creación y el desarrollo de CES en España. Por último, teniendo en cuenta los antecedentes y el escenario normativo actual en España, se sugieren una serie de actividades del sector energético en las que podrían surgir CES: oportunidades para las CES en España. En el Capítulo 8 se exponen varias conclusiones y futuras líneas de trabajo. En el Anexo 1 se muestra un listado de un tipo particular de CES estadounidenses: CES productoras de energía solar fotovoltaica promovidas por empresas de suministro eléctrico. En el Anexo 2 se muestra un listado de publicaciones realizadas a lo largo de la tesis. 29 36 La Directiva 96/92/EC fue reemplazada por la Directiva 2003/54/EC y ésta, por la Directiva 2009/72/EC. Directiva 2001/77/EC, relativa a la promoción de la electricidad generada a partir de fuentes de energía renovables en el mercado interior de la electricidad (European Parliament, 2001) Esta directiva establecía objetivos (indicativos, no vinculantes) nacionales en el porcentaje de electricidad producida mediante RES, de forma que en 2010, el porcentaje de la electricidad producida en la UE alcanzase el 22%. La mayoría de los Estados Miembros de la UE no consiguieron alcanzar sus objetivos indicativos para 2010. Directiva 2009/28/EC, relativa a al fomento del uso de energía procedente de fuentes renovables y por la que se modifican y derogan las Directivas 2001/77/EC y 2003/30/EC (European Parliament, 2009). Fija como objetivos generales una cuota del 20% de energía procedente de fuentes renovables en el consumo final bruto de energía de la Unión Europea (UE) y una cuota del 10% de energía procedente de fuentes renovables en el consumo de energía en el transporte. Para ello, establece objetivos nacionales obligatorios para cada uno de los estados miembros en el año 2020 y una trayectoria mínima indicativa hasta ese año. Los objetivos para 2020 se han dividido en varios objetivos provisionales (bianuales). Estos objetivos han sido confirmados y planificados a nivel nacional por todos los Estados miembros mediante Renewable Energy Actios Plans (NREAP), que han sido utilizados también para comparar el actual crecimiento de la energía producida con RES con los objetivos para 2020. Directiva 2012/27/UE, relativa a la Eficiencia Energética, por la que se modifican las Directivas 2009/125/CE y 2010/30/UE, y por la que se derogan las Directivas 2004/8/CE y 2006/32/CE (European Parliament, 2012). 37 Establece un marco común de medidas para el fomento de la eficiencia energética dentro de la Unión, a fin de asegurar la consecución del objetivo principal de eficiencia energética de la Unión de un 20 % de ahorro para 2020, y a fin de preparar el camino para mejoras de eficiencia energética más allá de ese año. Además, establece objetivos nacionales orientativos de eficiencia energética para 2020. 2.5.2. Iniciativas de fomento de CES en la UE Como se refleja en las sucesivas Directivas Europeas relativas a energías renovables, la UE pretende aumentar la producción energética renovable, a lo que las CES pueden contribuir activamente, favoreciendo un mayor conocimiento y participación de los ciudadanos en la producción, transporte, distribución y suministro de energía. Por ello, la Comisión Europea ha desarrollado varios programas de fomento de energías renovables y eficiencia energética, que pueden contribuir en mayor o menor medida al desarrollo de CES, así como varias iniciativas dirigidas específicamente a CES. En este apartado, se describirán los programas RESCOOP 20-20-20, CO-POWER y CONCERTO. 2.5.2.1. El programa RESCOOP 20-20-20 Lanzado en 2012 por la Federación de Grupos y Cooperativas de Ciudadanos para las RES y patrocinado por el programa Intelligent Energy Europe de la Comisión Europea, tiene como fin la promoción del modelo de cooperativas de energías renovables (REScoop), como estrategia para cumplir los objetivos de la Directiva 2009/28/EC. La duración del proyecto es de tres años (marzo 2015-marzo 2015). Una REScoop está formada por un grupo de ciudadanos que cooperan en el campo de las RES, desarrollando nueva producción, vendiendo energía verde o suministrando servicios relacionados con las RES (Renewable Energy Sources Cooperative, 2015). El proyecto RESCOOP 20-20-20 contribuye a mejorar la aceptación social de la generación con RES. El objetivo global del proyecto es acelerar la creación de cooperativas energéticas en varios estados miembros. Para ello, el proyecto se articula en tres actuaciones específicas: • Elaboración de un inventario de RESCOOP existentes (actualmente más de 500) y sus proyectos RES. Se puede acceder a través de la página web www.rescoop.eu y servirá para intercambiar experiencias y conocimiento entre RESCOOP. 38 • Desarrollo y prueba de metodologías basadas en las mejores prácticas para crear nuevas RESCOOP: diferentes modelos de negocio, checklists, plantillas de contrato y esquemas de financiación e inversión. • Difusión de los esquemas RESCOOP. Para desarrollar el proyecto se han unido 12 organizaciones procedentes de 7 países europeos (Bélgica, Dinamarca, UK, Francia, Alemania, Italia y Holanda): • ALIenergy (Escocia) • Avanzi (Italia) • Cooperatives Europe • Ecopower (Bélgica) • Elabora/Confcooperative (Italia) • EMES-European Research Network • Enercoop (Francia) • Energy4all (UK) • EWS (Alemania) • Middelgrunden Offsshore Wind Cooperative (Dinamarca) • ODE-NL (Holanda) • REScoop.be (Bélgica) • REScoop.eu (Advisory Committee) Base del proyecto: 15 casos seleccionados Para la investigación se toman como base 15 REScoop de referencia, las cuales se desarrollan en contextos diferentes, cada una tiene su historia y sus propias características (número de miembros, fuente renovable, etc.). En la fase de preparación del plan de trabajo para el proyecto, los socios identificaron cinco criterios de selección (basados en buenas prácticas) para las REScoop de referencia (tabla 3.1). Para obtener conclusiones, se basaron en entrevistas con los líderes de estas 15 REScoop y en literatura existente sobre comunidades energéticas. En el documento “Best practices Report” (Renewable Energy Sources Cooperative, 2015), se puede encontrar una descripción de cada una de estas 15 REScoop. El proyecto analiza estos ejemplos de buenas prácticas, así como diferentes modelos de negocio y esquemas de financiación. Todo esto se utilizará para fortalecer el modelo 39 REScoop en Europa. Además, se seleccionarán mentores experimentados para enseñar y apoyar a nuevas REScoop en Europa. Tabla 2.1. Cooperativas de referencia para el proyecto RESCOOP Fuente: Renewable Energy Sources Cooperative, 2015 Algunas de las conclusiones a las que se ha llegado con este proyecto son: • A principios de 2015, había más de 2.400 CES en Europa • Cientos de miles de ciudadanos europeos se unen en CES para invertir en la transición energética: • De energía fósil/nuclear hacia RES • De producción energética centralizada hacia producción descentralizada, cercana al consumidor final. • Del derroche al uso racional de la energía • Las CES pueden ofrecer diversas oportunidades al mercado energético renovable • Las REScoop implican a la comunidad en las RES y aceleran proyectos. La comunidad se fortalece, ya que se generan beneficios energéticos, económicos y sociales. • Se estimulan modelos de negocio alternativos. 40 • Crecimiento y resiliencia del movimiento CES. La organización de bajo coste, basada en voluntarios, les hace suficientemente resilientes para sobrevivir incluso en sistemas de regulación y apoyo desfavorables. Por otra parte, cuando hay buena colaboración gobierno-grupos de ciudadanos, las REScoop tienden a proliferar. Desafortunadamente, las grandes compañías eléctricas tienen poderosos lobbies con los que defienden sus consolidados intereses. • Innovación excelente que debe ser explotada. La combinación de una necesidad especial de los miembros con expertos voluntarios técnicamente competentes, puede crear CES de relativo bajo coste y alto valor innovador. Este potencial se puede explotar aún más si se establece una buena red para compartir conocimiento entre CES nuevas y existentes, universidades y otros agentes del mercado energético. • Las CES locales son la plataforma ideal para alinear los intereses de los stakeholders. Grandes compañías están descubriendo el valor de las CES, que traen un nuevo fenómeno al mercado energético, el “prosumidor”, un consumidor responsable de su consumo de energía que también asume la responsabilidad de producir parte de ella. Las CES y sus miembros prosumidores necesitan acceso a otros servicios suministrados por otros agentes del mercado energético (administración, balance de energía, facturación, smart-grids, etc.). Estos servicios son oportunidades para que las empresas trabajen conjuntamente con las REScoop. Algunos gigantes energéticos admiten que montar instalaciones de producción RES sin el apoyo local es bastante más complicado y caro. Para cumplir sus objetivos de producción, pueden entrar como socios en CES, como muestran varios casos en Dinamarca. 2.5.2.2. El programa Community Power (CO-POWER) Este programa, apoyado por Intelligent Energy Europe de la Comisión Europea, tiene como principal objetivo el desarrollo de legislación y financiación a nivel nacional y de la UE para favorecer la creación y desarrollo de proyectos CES, en los que los ciudadanos participen y sean propietarios (Community Power, 2015). En muchos países de la UE, la legislación no proporciona suficiente apoyo a los modelos de propiedad comunitaria. El programa CO-POWER recopilará casos de 41 estudio de condiciones legales en varios países de Europa y elaborará recomendaciones adaptadas para España, República Checa, Dinamarca, Hungría, Irlanda, UK y Bélgica. Se intentará construir fuertes coaliciones públicas en Europa (a nivel nacional y de EU) que permitan a los poderes políticos eliminar barreras de mercado y fomentar el desarrollo de CES. En los países de Europa Central y del Este, la financiación por adelantado es una barrera muy importante para alcanzar los objetivos porcentaje de RES. Por ello, el programa CO-POWER analizará y promoverá mecanismos de financiación público-privada en seis de estos países: Bulgaria, República Checa, Hungría, Letonia, Polonia y Eslovaquia. El programa se desarrollará entre 2013 y 2016. Está coordinado por Friends of the Earth Europe y sus socios son: • Ecopower (Bélgica) • CEE Bankwatch Network (República Checa) • Hnutí DUHA-Pratelé Zeme Ceská republika (República Checa) • Den Slevejende Institution Noah (Dinamarca) • ICLEI European Secretariat GmbH (Alemania) • Wirtschaft und Infrastruktur GmbH & Co Planungs KG (Alemania) • Magyar Természetvédök Szövetsége (Hungría) • Friends of the Earth Ireland Ltd. (Irlanda) • Amigos de la Tierra España (España) • ClientEarth (UK) • Friends of the Earth Scotland (UK) En el sitio web del programa (www.communitypower.eu/en/) se puede encontrar más información sobre el mismo, así como publicaciones generadas desde su puesta en marcha hasta el momento actual. 2.5.2.3. El programa CONCERTO CONCERTO es una iniciativa de la Comisión Europea, dentro del Programa Marco de Investigación Europea, que trata de demostrar que la optimización global del sector de la edificación de comunidades es más eficiente y barata que la optimización individual de cada edificio. (DG Energy of the European Commission, 2006). 42 CONCERTO trata de ayudar a las comunidades a integrar estrategias sostenibles de eficiencia energética en el desarrollo local de alta calidad. El principal objetivo es mejorar el rendimiento y la sostenibilidad de los sistemas energéticos en comunidades nuevas y existentes. Para alcanzar este objetivo, los proyectos CONCERTO aplicarán medidas de ahorro altamente eficientes, aumentarán significativamente el porcentaje de energías renovables e integrarán el autoabastecimiento de energías renovables y poligeneración en eco-edificios. Incluirán además, gestión inteligente de la demanda, redes locales de distribución, generación distribuida y almacenamiento eficiente de la energía. Los proyectos CONCERTO producen experiencias de suministro de energía y patrones de demanda, que serán comunicados para el beneficio de otros proyectos CONCERTO y servirán de base para futuras acciones. En paralelo con la investigación de los aspectos técnicos de las energías renovables, el componente socioeconómico de la investigación analizará las tendencias locales en costes, precios y ahorros de energía, así como impactos sociales, calidad y valor añadido de los servicios energéticos proporcionados. El fomento del uso de energías renovables obtiene mejores resultados cuando se combina con otras acciones hacia la eficiencia energética. Por tanto, la iniciativa CONCERTO hace énfasis simultáneamente en: • Incremento significativo del porcentaje de energías renovables • Reducción de la demanda energética • Gestión global de la energía Las comunidades CONCERTO En la iniciativa CONCERTO participan 58 comunidades pertenecientes a 23 países. Las comunidades se agrupan en 22 proyectos. 6 de estas comunidades energéticas sostenibles (en adelante, CES) son españolas (DG Energy of European Commission, 2008). En la tabla 3.2 se enumeran los 22 proyectos CONCERTO con sus correspondientes comunidades de demostración y comunidades observadoras. Se han resaltado en rojo las CES españolas. 43 Proyecto Consiste en Zona comunidades demostración Zona comunidades observadoras Hannover (Alemania) Koszalin (Polonia) Nantes (Francia) Malmö (Suecia) Newcastle (Reino Unido) Stenlφse (Edegal, Dinamarca) Valga Town Government (Estonia) Comune di Bologna (Italia) Municipality of Begles (Francia) Municipality of Odobesti (Rumanía) Alessandria (Italia) City of Porto (Portugal) The cities of Tavira (Portugal) The cities of Moura (Portugal) Almere (Holanda) Commune de Misterbianco (Italia) Milton Keynes (Reino Unido) Municipality of Sofía (Bulgaria) Ajaccio (Francia) SAN de Sénart (Francia) Viladecans (España) Helsingborg (Suecia) Helsingφr (Dinamarca) Tudela (España) Trondheim (Noruega) Birstonas (Lituania) Kortrijk (Bélgica) Hφje-Taastrup (Dinamarca) Amsterdam, New West (Holanda) Venezia (Italia) Lambeth (Reino Unido) Southampton (Reino Unido) Mabjerg (Dinamarca) Southwark, London (Reino Unido) Destrnik (Eslovenia) Weiz/Gleisdorf (Austria) Wieselburg (Austria) Zlín (Checoslovaquia) Trier (Alemania) Neckarsulm (Dinamarca) Province of Turin (Italia) Falkenberg (Suecia) Communita Montana Val Pellice (Italia) Provincia di Biella (Italia) Värnamo (Suecia) City of Gornji Grad (Eslovenia) Mórahalom (Hungría) Municipality of Kocani (Rep. Macedonia) Galanta (Eslovaquia) Municipality of Mszczonow (Polonia) Montieri (Italia) Municipality of Oras Sacueni (Rumanía) Municipality of Subotica (Rep. Serbia) Salzburg (Austria) Ujpest (Hungría) Valby (Dinamarca) Eindhoven (Holanda) Dundalk (Irlanda) Aachen (Alemania) Neuchâtel (Suiza) Newry (Irlanda del Norte) Mödling (Austria) Bolzano (Italia) Vitoria-Gasteiz (España) Sandnes (Noruega) Szentendre (Hungría) Ostfildern (Alemania) Basel (Suiza) Cerdanyola del Vallès (España) Göppingen (Alemania) Turín (Italia) Konstanz (Alemania) Balingen (Alemania) …. POLYCITY Energy networks in sustainable cities Green Solar Cities Global Renewable Energy and Environmental Neighbourhoods as Solar Cities HOLISTIC Holistic Optimisation Leading to Integration of Sustainable Technologies In Communities PIME`S Communities towards optimal thermal and electrical efficiency of buildings and districts, based on MICROGRIDS ECOSTILER Energy Efficient Community Stimulation by use and integration of Local Energy Resources Energy in Minds! Reduce the use of fossil energy and CO2-emissions in the building sectors by 20-30% in 4 European communities within a 5 year period GEOCOM Geothermal Communities: Combining geothermal energy with innovative energyefficiency measures cRRescendo Combined Rational and Renewable Energy Strategies in Cities, for Existing and New Dwellings to ensure Optimal quality of life ECO-City Demonstrate innovative integrated energy concepts in the supply and demand side ECO-Life Demonstrate innovative integrated energy concepts in three communities where urban areas will be transformed into CO2-neutral communities act2 Action of cities to mainstream energy efficient building an renewable energy systems across Europe class1 To strengthen the energy requirements for a new settlement to be erected in the municipality of Edegal (Denmark) Concerto al Piano Reduction in fossil fuel consumption in an district of Alessandria (Italy) 44 Tabla 2.2. Proyectos y comunidades CONCERTO Fuente: Romero-Rubio, C. et al., 2013 Proyecto Consiste en Zona comunidades demostración Zona comunidades observadoras Heerlen (Holanda) Czeladz (Polonia) Zagorje (Eslovenia) Bourgas (Bulgaria) Lyon (Francia) Region of Lombardy (Italia) Zaragoza (España) Tulln (Austria) Elektrenai (Lituania) Weilerbach (Alemania) Gornji Grad (Eslovenia) Slubice (Polonia) Ningnan County (China) Redange (Luxemburgo) SERVE Sustainable Energy for the Rural Village Environment North Tipperary (Irlanda) Ayuntamiento de El Franco (España) Växjo (Suecia) Kaunas City Municipality (Lituania) Delft (Holanda) Miskolc (Hungría) Grenoble (Francia) Vastseliina Rural Municipality (Estonia) Cernier (Suiza) Preddvor (Eslovenia) Hartberg (Austria) Hvar (Croacia) Hillerφd (Dinamarca) Urzad Gminy Skoroszyce (Polonia) Municipality of Plovdiv (Bulgaria) Sibiu, Talmaciu, Timisoara Amsterdam Noord (Holanda) Pulawy (Polonia) Sofía (Bulgaria) Nieuwegein (Holanda) Óbuda (Hungría) San Sebastián (España) Frankfurt (Alemania) Ginebra (Suiza) SORCER Stimulating Obtaining Results in Communities in relation to Energy-efficiency and Renewables STACCATO Sustainable Technologies And Combined Community Approaches Take Off TetraEner Optimal balancing of demand and supply though RES in urban areas SEMS Sustainable Energy Management Systems SESAC Sustainable Energy Systems in Advanced Cities SOLUTION Development of a replicable model of energy sustainability by 2015 and thereby the reduction of CO2 emissions as well as the mobilisation of private and public resources for the implementation Remaining-Lowex Redevelopment of European mining areas into sustainable communities by integrating supply and demand side based on low exergy principles RENAISSANCE Renewable Energy Acting in Sustainable and Novel Community Enterprises 45 52 • Presidente de la Asociación Española de Redes de Calor y Frío (ADHAC) • Director del programa GIT del Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE), organismo dependiente del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio. El programa GIT financia proyectos de district-heating/cooling con energías renovables. • Director de operaciones de Dresser-Rand en España (empresa fabricante de motores de cogeneración). • Director técnico de Zencer (empresa comercializadora de electricidad renovable). 53 54 55 CAPÍTULO 4. ESTADO DEL ARTE DE LAS ENERGÍAS RENOVABLES Y LAS CES EN EEUU 4.1. Evolución de las Energías Renovables en EEUU La figura 4.1 muestra la evolución del porcentaje de RES en el consumo de energía primaria. Este porcentaje ha pasado de 6,18% en el año 2000 a 9,51% en 2013. Figura 4.1. Evolución del porcentaje de RES en el consumo de energía primaria en EEUU Fuente: EIA, 2015 El porcentaje de RES en la producción de energía eléctrica, ha pasado del 9,38% en 2000 al 12,57% en 2013, como muestra la figura 4.2. En el sector eléctrico, el carbón sigue teniendo bastante peso aunque ha disminuido (51,72% en 2000; 39,08% en 2013). En cambio, el peso del gas natural ha aumentado notablemente (pasando del 15,81% en 2000 al 27,44% en 2013), debido en gran parte, al auge de la técnica del fracking o fractura hidráulica. 5,0 5,5 6,0 6,5 7,0 7,5 8,0 8,5 9,0 9,5 10,0 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Evolución del porcentaje de ER en el consumo de energía primaria 56 Figura 4.2. Evolución del porcentaje de RES y otras fuentes en la producción de energía eléctrica en EEUU Fuente: EIA, 2015 La potencia instalada en electricidad renovable casi se ha doblado desde el año 2000 (93,37 GW) hasta 2013 (171 GW). Los mayores incrementos se han dado en eólica y solar fotovoltaica (figura 4.3). Figura 4.3. Evolución de la potencia instalada para generación de electricidad renovable en EEUU Fuente: DOE, 2014 Entre 2000 y 2013, la potencia eólica instalada se incrementó en 58.520 MW (figura 4.4), ocupando EEUU en 2013 el segundo lugar en el mundo con 61.100 MW. Dentro 5,0 10,0 15,0 20,0 25,0 30,0 35,0 40,0 45,0 50,0 55,0 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 % ER % Carbón % Gas natural % Nuclear 57 de EEUU, los Estados con mayor potencia eólica instalada en 2013 eran Texas, California e Iowa (figura 4.9). Figura 4.4. Energía eólica en EEUU. Evolución de la potencia instalada y la electricidad generada Fuente: DOE, 2014 En cuanto a la energía solar, la potencia instalada aumentó en 12.636 MW, de los cuales, 12.072 MW corresponden a solar fotovoltaica y 564 MW a solar termoeléctrica (figura 4.5). En 2013, a nivel mundial, EEUU ocupaba el quinto lugar en potencia solar fotovoltaica (con 12.090 MW) y el segundo lugar en solar termoeléctrica instalada (con 918 MW). Dentro de EEUU, los Estados con mayor potencia instalada en 2013, tanto en fotovoltaica como en termoeléctrica, eran California y Arizona (figura 4.9). Figura 4.5. Energía solar para producción de electricidad en EEUU. Evolución de la potencia instalada y la electricidad generada Fuente: DOE, 2014 58 Como se puede ver en las figuras 4.6, 4.7 y 4.8, las potencias instaladas en hidroeléctrica, geotermia y biomasa no experimentaron incrementos tan espectaculares como la eólica y la solar. Aún así, en 2013, EEUU ocupaba el primer puesto a nivel mundial en geotérmica (con 3.792 MW) y biomasa (con 14.705 MW); en hidroeléctrica ocupaba el tercer puesto (con 78.457 MW). Figura 4.6. Energía hidroeléctrica en EEUU. Evolución de la potencia instalada y la electricidad generada Fuente: DOE, 2014 Figura 4.7. Energía geotérmica en EEUU. Evolución de la potencia instalada y la electricidad generada Fuente: DOE, 2014 59 Figura 4.8. Biomasa para producción de electricidad. Evolución de la potencia instalada y la electricidad generada Fuente: DOE, 2014 Dentro de EEUU, los Estados con mayor potencia instalada en estas tecnologías son: California y Nevada en Geotérmica, California y Florida en Biomasa, Washington y California en hidroeléctrica (figura 4.9). Figura 4.9. Ranking de estados con mayor potencia instalada para produccion de electricidad renovable en 2013 (según la tecnología) Fuente: DOE, 2014 Considerando el conjunto de todas las tecnologías de producción eléctrica renovable, en 2013, a nivel mundial, EEUU ocupaba el segundo lugar en potencia eléctrica renovable 60 instalada. Dentro de EEUU, los estados que estuvieron a la cabeza fueron California, Washington y Texas (figura 4.10). Figura 4.10. Ranking de estados con mayor potencia instalada para producción de electricidad renovable en 2013 (en total, con todas las tecnologías) Fuente: DOE, 2014 Cabe destacar además, que en 2013, EEUU ocupó el primer lugar del mundo en producción de etanol y biodiésel. 4.2. Principales componentes del sector eléctrico en EEUU Como se ha indicado en el apartado 4.1., el mayor crecimiento en energías renovables se ha producido en el sector eléctrico. En los apartados 4.3 y 4.4 se describirán el marco legal para el fomento de las renovables en EEUU y varios tipos de comunidades energéticas, haciendo especial hincapié en actividades relacionadas con el sector eléctrico. Para una mejor comprensión de estos dos apartados, se considera necesario que el lector conozca los conceptos que se definen a continuación. Algunos de los principales componentes del sector de la electricidad en EEUU son: 1) Utilities tradicionales, responsables de asegurar un suministro eléctrico adecuado, fiable y a un coste razonable a todos los consumidores de sus zonas de servicio. Existen varios tipos de utilities en función de sus estructuras de propiedad: Investor-owned utilities, Publicly-owned utilities, cooperativas eléctricas y utilities federales. 61 Investor-owned utilities (IOUs): son entidades privadas con ánimo de lucro que operan en todos los estados, excepto en Nebraska, donde las utilities eléctricas son fundamentalmente sistemas municipales y distritos públicos de electricidad. En ciertas áreas geográficas, las IOUs son monopolios subvencionados, por lo que están reguladas, obligadas a servir a todos los consumidores a precios razonables y a aplicar precios similares a tipos de consumidores similares. La mayoría de las IOUs son compañías operadoras que proporcionan servicios de generación, transporte y distribución de electricidad. Publicly-owned utilities (POUs): son entidades sin ánimo de lucro que se organizan a nivel local o de estado. POUs incluyen: • utilities municipales • utilities de distrito público • utilities estatales Las utilities locales o municipales se establecieron para dar servicio a sus comunidades y consumidores cercanos a precio de coste. Sus precios de venta de electricidad pueden ser más bajos que los de las IOUs porque no están sujetas a impuestos federales y estatales. La mayoría de las POUs municipales son solamente distribuidoras, aunque algunas también producen y transmiten electricidad. Los distritos públicos de electricidad se concentran en Nebraska, Washington, Oregon y California. Las cooperativas eléctricas son entidades sin ánimo de lucro cuyos propietarios son sus miembros (es decir, los consumidores a los que sirven). Están obligadas a proporcionar servicios a sus miembros a precio de coste. Sus tarifas son similares a las de las utilities municipales. En el apartado 4.4.1, se describirá con más detalle este tipo de utility. Utilities federales: En EEUU existen nueve utilities federales que son parte de cinco agencias del gobierno. • the Army Corps of Engineers 68 Figura 4.12. Estados con RPS en los que existen disposiciones "carve out" Fuente: DSIRE, 2015 4.3.1.2. Net metering Net Metering o balance neto es una modalidad de suministro eléctrico que permite a los consumidores generar energía para su propio consumo y compensar saldos de energía, compatibilizando su curva de producción con su curva de demanda sin necesidad de acumulación (figura 4.13). La electricidad puede fluir desde la red al consumidor y a la inversa (a través de un solo contador bidireccional o dos contadores). Si la demanda es superior a la producción, se importará energía de la red, existiendo una obligación de pago al suministrador. En cambio, cuando la demanda es inferior a la producción, se exportará el exceso de energía a la red, generando un crédito de energía que se compensará en posteriores facturas durante el mismo ciclo de facturación. De esta forma, el consumidor utiliza el exceso de producción para compensar la electricidad que, de otra forma, tendría que comprar a la utility. Generalmente, los términos de facturación en la modalidad Net Metering están incluidos en las tarifas de las utilities (DSIRE, 2015; EIA, 2012b). Figura 4. 13 Como se puede ver en la figura 4.14, la modalidad obligatoria por ley en la mayoría de los estados, pero las políticas de net metering varían mucho de un estado a otro en aspectos tales como: tecnologías elegibles, límites de potencia de generación, tipos de utilities obligadas a aplicarl cooperativas eléctricas, comercializadores, etc.) o compensación del exceso de energía. Figura 4.14 . Estados en los que se aplica la modalidad de suministro net metering 69 13 . Esquema de suministro eléctrico con net metering Fuente: elaboración propia en la figura 4.14, la modalidad de suministro obligatoria por ley en la mayoría de los estados, pero las políticas de net metering varían mucho de un estado a otro en aspectos tales como: tecnologías elegibles, límites de potencia de generación, tipos de utilities obligadas a aplicarl o a sus clientes (IOUs, cooperativas eléctricas, comercializadores, etc.) o compensación del exceso de energía. . Estados en los que se aplica la modalidad de suministro net metering Fuente: DSIRE, 2015 net metering es obligatoria por ley en la mayoría de los estados, pero las políticas de net metering varían mucho de un estado a otro en aspectos tales como: tecnologías elegibles, límites de o a sus clientes (IOUs, cooperativas eléctricas, comercializadores, etc.) o compensación del exceso de energía. . Estados en los que se aplica la modalidad de suministro net metering 70 En la figura 4.15 se muestra la forma de compensar el exceso de energía establecido en diferentes estados. Unos estados compensan el exceso de energía a precio de venta al consumidor final o por encima, otros por debajo de ese precio, etc. Figura 4.15. Compensación del exceso de energía en los estados con net metering Fuente: DSIRE, 2015 Además de las políticas de net metering estatales, existen 21 a nivel de utility y 3 establecidas a nivel municipal: Nueva Orleans (Louisiana), San Antonio (Texas) y Danville (Virginia). 4.3.1.2.1. Políticas net metering que afectan al desarrollo de CES en autoconsumo La forma de aplicación de las políticas Net Metering puede favorecer o dificultar el desarrollo de CES. Los aspectos que más influyen son (DOE SunShot Initiative, 2012): a) Posibilidad de Virtual Net Metering: Una característica muy frecuente de las plantas colectivas de producción eléctrica renovable, es que la planta no está ubicada en el mismo lugar que la demanda de los participantes en el proyecto. La modalidad Virtual Net Metering permite a los participantes en proyectos energéticos colectivos sustraer su porción de generación offsite en sus propias residencias. 71 La posibilidad de desarrollar proyectos colectivos con autoconsumo puede quedar inhibida o prohibida si la normativa del estado no permite Virtual Net Metering. Algunas políticas net metering no especifican claramente si las instalaciones de generación compartidas son elegibles para Net Metering. Otras legislaciones las excluyen implícitamente especificando que la generación bajo la modalidad de Net Metering debe cubrir una demanda situada en el mismo lugar de generación (on-site load). Algunos estados (incluyendo California, Delaware, Maine, Massachusetts, New Hampshire y Vermont) especifican en su legislación que la modalidad Virtual Net Metering está permitida. b) Net metering caps: De los 44 estados en los que se han implantado programas de Net Metering obligatorios, 29 han establecido límites (“caps”) en la capacidad total instalada bajo esta modalidad. Aunque en la mayoría de los estados con “net metering caps” la potencia instalada actualmente está muy por debajo del límite establecido, cinco estados podrían alcanzar los límites de sus respectivos programas en el período 2015-2018. En estos estados, cabe la posibilidad de que la modalidad Net Metering no esté disponible cuando proyectos actualmente en desarrollo se vayan a poner en marcha. Este riesgo podría parar, o ralentizar de forma significativa, el desarrollo de proyectos de electricidad renovable a medida que la capacidad total instalada se acerca a los límites. Para reducir este riesgo y la consiguiente incertidumbre para los promotores de proyectos, el estado de Massachusetts ha desarrollado un sistema de garantía de elegibilidad para Net Metering. El proceso de solicitud es obligatorio para proyectos que estén cerca de su implementación, y proporciona, durante un tiempo limitado, la garantía de que el proyecto será elegible para Net Metering una vez la instalación esté interconectada. c) Límites en la potencia instalada por proyecto o en la clase de participantes: La mayoría de las normas Net Metering incluyen criterios de elegibilidad que definen límites de capacidad de una instalación o clases de clientes. Por ejemplo, los clientes 72 residenciales pueden tener sistemas “net-metered” con capacidad hasta 10 kW, mientras que a los clientes comerciales se les permite tener sistemas de mayor potencia. Las normas que limitan el tamaño de proyecto o prohíben a los clientes residenciales obtener créditos procedentes de instalaciones a escala comercial, pueden crear importantes barreras al desarrollo de proyectos de propiedad colectiva. Teniendo en cuenta que uno de los beneficios de los proyectos compartidos es que capacidades mayores ofrecen economías de escala, haciendo más atractivas estas inversiones para clientes residenciales, sería necesario revisar y ajustar estas normativas para fomentar el desarrollo de CES. 4.3.1.3. Mandatory Green Power Option (MGPO) Los estados de Colorado, Iowa, Maine, Montana, New Mexico, Oregon, Virginia y Washington (tabla 4.1) obligan a las utilities a ofrecer a sus clientes la opción de comprar electricidad procedente de RES (“green power”). En general, las utilities ofrecen a sus clientes electricidad renovable que puede ser generada en instalaciones propiedad de la utility o compra RECs a otra utility certificada por el estado al que pertenezca. 4.3.2. Incentivos financieros para el fomento de energías renovables Existen varios tipos de incentivos financieros destinados al fomento de RES. Dentro de cada tipo de incentivo financiero, el porcentaje de inversión financiada, las condiciones y las tecnologías elegibles, varían de un programa a otro. La mayoría de los programas incentivan más de una tecnología y algunas se centran en una única tecnología (p.e.: solar fotovoltaica). A continuación se enumeran algunos tipos de incentivos financieros: • Performance-Based Incentives (PBIs), también llamados Production Incentives, proporcionan pagos basados en el número de kWh generados por una instalación energética renovable. Los programas Feed-in tariff (FIT), los cuales se describirán en el apartado 4.3.2.1., representan un caso particular de PBI. • Corporate Tax Incentives: incluyen créditos, deducciones y exenciones fiscales. Ejemplos de incentivos fiscales corporativos a nivel federal son el PTC (Renewable 73 Electricity Production Tax Credit), el ITC (Business Energy Investment Tax Credit) y la depreciación acelerada. • Grant Programs: proporcionan subvenciones para la instalación de sistemas de generación energética renovable. • Loan Programs: proporcionan préstamos a bajos intereses para financiar la compra de sistemas energéticos renovables o mejoras en eficiencia energética. Las cantidades y los plazos de devolución varían de unos programas a otros. • Industry Recruitment/Support: para promover el desarrollo económico y la creación de empleo, algunos estados ofrecen incentivos financieros para industrias de fabricación de sistemas renovables. • Renewable Energy Rebates, también llamados buy-down programs, consisten en reintegros o descuentos en el coste de nuevas instalaciones energéticas renovables. 4.3.2.1. Feed-in tariff (FIT) Los programas FIT proporcionan al productor un precio fijo por cada kWh de electricidad renovable generado y vertido a red, garantizada por un determinado período de tiempo (generalmente, 15-20 años). Toda la electricidad generada por una instalación, se vende a esta tarifa fija, que normalmente es superior al precio de venta al público de la electricidad. Históricamente, los FITs se asocian al modelo alemán, en el cual el gobierno obliga a las utilities a establecer contratos de venta a largo plazo con los productores a una determinada tarifa, que generalmente está por encima del precio de venta de la electricidad al consumidor final. En comparación con Alemania, los FITs son relativamente nuevos en EEUU. Solamente cinco estados (California, Hawaii, Virgin Islands, Vermont, Washington) han implantado este tipo de programas. Como se puede ver en la tabla 4.2, los programas FITs varían de unos estados a otros en diversos aspectos: límite de potencia de las instalaciones, tecnologías renovables elegibles, tarifa por kWh generado, tipos de utilities obligadas a aplicarlos, etc. 74 Tabla 4.2. Programas FIT a nivel de estado en EEUU Fuente: DSIRE, 2015 Además de estos programas FIT a nivel estatal similares a los FIT alemanes, en EEUU ha surgido un nuevo modelo de FIT a nivel de utility, establecido por las propias utilities, ya sea voluntariamente o para dar cumplimiento a normativas estatales o locales. Actualmente existen cinco programas FIT de este tipo, cuyas principales características se resumen en la tabla 4.3. STATES Nombre del programa Estado Utilities obligadas Instalaciones elegibles Características generales Web para más información Renewable Market Adjusting Tariff (ReMAT) California Todas las InvestorOwned Utilities, PublicOwned Utilities con 75.000 o más clientes Capacity ≤ 3 MW. Tecnologias: Solar FV y termoeléctrica, Geotérmica eléctrica, eólica, biomasa, biogás, mareomotriz, de las olas, oceanotérmica, pilas de combustible que usen combustibles renovables. Aplicable a los sectores Comercial, Industrial, Residencial, Agrícola, Nonprofit, Escuelas, Gobierno local, Gobierno del Estado, Gobierno Federal, Institucional. Objetivos: 250 MW bioenergía, 750 MW resto tecnologías. Período de retribución garantizado: 10-15 ó 20 años. Retribución: Tarifa ajustada a mercado. Las utilities son propietarias de los REC. http://www.cpuc.ca.gov/feedi ntariff Feed-in tariff Hawaii Tres Investor-Owned Utilities: HECO, MECO Y HELCO Capacity ≤ 5 MW (los límites varían según las islas). Tecnologías: Solar FV y termoeléctrica, Geotérmica eléctrica, eólica, biomasa, biogás, mareomotriz, de las olas, oceanotérmica. Establecido en 2008. Aplicable a los sectores Comercial, Industrial, Residencial. Período de retribución: 20 años. Retribución(1): Varía según la isla, la tecnología y la potencia instalada. Las utilities son propietarias de los REC. http://www.heco.com/portal / si te/heco/menuitem.508576f 78baa14340b4c0610c510b1ca/ ?vgnextoid=0b0a8618ce4f7210 VgnVCM1000005c011bacRCRD &vgnextcha nnel=3220894ba55 bb210VgnVCM1000005c011bac RCRD&vgnextfmt=default&vgn extrefresh=1&level=0&ct=artic le US Virgin Island Feed-in Tariff Virgin Islands Virgin Islands Water and Power Authority u otras utilities que vendan electricidad al público en Virgin Islands 10 kW ≤ Capacity ≤ 500 kW. Tecnologías: Solar FV, eólica,hidroeléctrica, biomasa, gas de vertedero, mareomotriz, de las olas, oceanotérmica. Establecido en 2014. Objetivo: 15 MW. Retribución: aproximadamente 0,26 $/kWh. http://www.windworks.org/cms/fileadmin/us er_uploa d/Files /Reports/ACT _7586.pdf Standard Offer for Qualifying SPEED Resources Vermont Todas las utilities suministradoras de electricidad al consumidor final Capacity ≤ 2,2 MW. Tecnologías: Solar, eólica, hidroeléctrica, biomasa, gas de vertedero, gas metano procedente de operaciones agrícolas. Establecido en 2009. Aplicable a los sectores Comercial, Industrial, Agrícola. Objetivo del programa: 127,5 MW. Período de retribución: entre 10 y 25 años para solar, entre 10 y 20 años para el resto de tecnologías elegibles. La utility retiene los REC, salvo en el caso de los productores de electricidad con gas metano procedente de operaciones agrícolas, los cuales retienen los REC. http://vermontspeed.com/sta ndardofferprogram Renewable Energy Cost Recovery Incentive Payment Washington No requiere la participación de utilities. Sin embargo, a las utilities que elijan participar estableciendo contratos de compra de electricidad con los productores elegibles, se les reembolsan los costes mediante créditos financieros (hasta un determinado límite) Community solar projects: Capacity ≤ 75 kW. Tecnologías: Solar FV y termoeléctrica, eólica, digestión anaerobia Establecido en 2006, expira en 2020. Aplicable a los sectores Comercial, Residencial, Escuelas, Investor-owned utilities, utilities municipales y cooperativas eléctricas. Retribución: entre $0.12/kWh y $1.08/kWh , dependiendo del tipo de proyecto, de la tecnología y del lugar de fabricación de los equipos http://dor.wa.gov/content/Fin dTaxesAndRates/TaxIncentiv es/IncentivePrograms.aspx#E nergy 75 Tabla 4.3. Programas FIT a nivel de utility en EEUU Fuente: DSIRE, 2015 En las tablas 4.2 y 4.3 se han mostrado todos los programas catalogados como FIT actualmente en la base de datos DSIRE. Esta misma base de datos incluye más de 50 programas catalogados como Performance Based Incentives (PBI), muchos de los cuales presentan características muy similares a los FIT descritos. UTILITIES Nombre del programa Estado Utility Instalaciones elegibles Características generales Web para más información TVA-Green Power Providers Alabama Tennessee Valley Authority (TVA) 0,5 kW ≤ Capacity ≤ 50 kW. Solar FV, biomasa ,eólica, hidroeléctrica. FIT voluntario establecido en 2012. Aplicable a los sectores Residencial y Comercial. Período de retribución garantizado: 20 años. Retribución: Años 1-10: TVA comprará el 100% de la producción a precio de venta+premium 0,02 $/kWh (el importe premium se revisa anualmente). Años 11-20: los productores recibirán solamente el precio de venta aplicable. Además, los nuevos participantes en el programa, percibirán inicialmente un incentivo de 1.000 $ para compensar los costes de inversión. TVA es propietaria de los REC. http://www.tva.com/greenpo werswitch/providers/ LADWP-Feed-in Tariff Program California Los Angeles Department of Water & Power (LADWP) 3 kW ≤ Capacity ≤ 3 MW. Solar FV y termoeléctrica, Geotérmica eléctrica, eólica, biomasa, biogás, mareomotriz, de las olas, oceanotérmica, pilas de combustible que usen combustibles renovables. Para poder participar, las instalaciones deben estar registradas como cumplidoras del RPS en California Energy Commission. FIT voluntario establecido en 2013. Aplicable a los sectores Comercial, Industrial, Residencial, Agrícola, Nonprofit, Escuelas, Gobierno del Estado, Gobierno Federal, Institucional. Objetivo: 100 MW, dividido en 5 tramos de 15, 20 ó 25 MW. En cada tramo se reservan 4 MW para pequeñas instalaciones (30 kW ≤ Capacity ≤ 150 kW. Período de retribución: hasta 20 años. Retribución(1): producto de un precio base por un multiplicador que varía por temporadas y horas del día, con un máximo de 0,3825 $/kWh. El precio base disminuye a medida que la capacidad acumulada se acerca al objetivo de 100 MW. LADWP es propietaria de los REC. https://www.ladwp.com/fit NIPSCO-Feed-in Tariff Indiana Northern Indiana Pub Serv Co (NIPSCO) 3 kW ≤ Capacity ≤ 1 MW. Solar FV, eólica,hidroeléctrica (nuevas), biomasa, biogás. Las instalaciones deben estar aseguradas y cumplir la normativa de interconexión. FIT establecido en 2011. Aplicable a los sectores Comercial, Industrial, Residencial unifamiliar y multifamiliar, Agrícola, Nonprofit, Escuelas, Gobierno Local, Gobierno Tribal, Gobierno del Estado, Gobierno Federal, Institucional. Período de retribución: hasta 15 años. NIPSCO es propietaria de los REC. http://www.nipsco.com/OurS ervices/ConnectingtotheGrid. aspx Consumers EnergyExperimental Advanced Program Michigan Consumers Energy Co Residencial: 1 kW≤Capacity≤20 kW; No residencial: 1 kW≤Capacity≤150 kW Tecnologías: Solar FV (Solar Program), digestión anaerobia (Anaerobic Digester Program) FIT establecido en 2009. Aplicable a los sectores Comercial, Industrial, Residencial, Agrícola, Nonprofit, Escuelas, Gobierno Local, Gobierno del Estado, Gobierno Federal, Institucional.Retribución: Solar (residencial): 0,240 $/kWh (15 años); Solar (no residencial): 0,199 $/kWh (15 años); Dos opciones para Dig. Anaerobia: 86,00 $/MWh durante 20 años ó entre 76,39 $/MWh y 106,39 $/MWh según calendario entre 2015 y 2038. La utility retiene los REC. http://www.consumersenergy .com/content.aspx?id=4844 TVA-Green Power Providers Mississippi Tennessee Valley Authority (TVA) 0,5 kW≤Capacity≤50 kW. Solar FV, biomasa,mini-eólica, minihidroeléctrica FIT voluntario establecido en 2012. Aplicable a los sectores Residencial y Comercial. Período de retribución garantizado: 20 años. Años 1-10: TVA comprará el 100% de la producción a precio de venta+premium 0,02 $/kWh (el importe premium se revisa anualmente). Años 11-20: los productores recibirán solamente el precio de venta aplicable. Además, los nuevos participantes en el programa, percibirán inicialmente un incentivo de 1.000 $ para compensar los costes de inversión. TVA es propietaria de los REC. http://www.tva.com/greenpo werswitch/providers/ 76 4.3.2.2. Corporate Tax Incentives 4.3.2.2.1. Renewable Energy Production Tax Credit (PTC) El PTC es un incentivo a nivel federal, definido en la sección 45 del IRS (Internal Revenue Service), que reduce los impuestos federales por ingresos de los propietarios de proyectos de electricidad renovable, proporcionando un crédito fiscal de 10 años ajustado a la inflación. En 2014, este crédito era de 0,023$ por cada kWh de electricidad generado con energía eólica (esta cantidad varía según la tecnología renovable) durante los primeros 10 años de operación de la instalación. Aunque el PTC se aplica a varias tecnologías renovables, ha sido un incentivo clave para el desarrollo de la energía eólica en EEUU. Establecido por primera vez en el Energy Policy Act de 1992, hasta ahora el PTC ha sufrido varias enmiendas. Además, en varias ocasiones el PTC ha expirado, dejando de estar en vigor durante un lapso de tiempo para posteriormente volver a instaurarse, extendiéndose de nuevo su vigencia a corto plazo. La figura 4.16 ilustra las consecuencias de estos ciclos de expiración-extensión, así como la importancia histórica del PTC en el desarrollo de la energía eólica en EEUU. En los años 2000, 2002, 2004 y 2013 se produjeron los lapsos de tiempo (de entre 2 días y 9 meses de duración) en los que el PTC no estuvo en vigor. En estos años disminuyó considerablemente la potencia eólica instalada (y consecuentemente, la actividad y el empleo en la industria eólica), para volver a aumentar notablemente con la posterior extensión del período de vigencia. Actualmente el PTC no está en vigor. La última expiración se produjo a finales de 2014. Figura 4.16 . Impacto histórico del PTC en la potencia eólica instalada Aunque además del PTC ha habido otros factore crecimiento de la energía eólica en EEUU (tales como el creciente número de políticas energéticas estatales, las variaciones de precio de los combustibles fósiles o las mejoras en las tecnologías renovables), la experiencia h sugiere que el PTC ha sido crucial y los períodos de incertidumbre experimentados por el mismo, han influido de forma significativa en la actividad del sector eólico. 4.3.2.2.2. Business Energy Investment Tax Credit La sección 48 del IRS define el ITC. En contraste de electricidad), el ITC está basado en la inversión en un proyecto que genera electricidad. El ITC permite a los propietarios de sistemas solares (para producción energía eléctrica o térmica) y otras tecnologías, cobrar de una sola vez un crédito fiscal equivalente al 30% del coste de inversión. Inicialmente, el crédito era del 10% del coste de inversión. El aumentó temporalmente el cré Economic Stabilization Act of 2008 crédito volverá a ser del 10%. Las principales características del ITC son: 77 . Impacto histórico del PTC en la potencia eólica instalada Fuente: Simmons et al., 2015 Aunque además del PTC ha habido otros factore s que han podido contribuir al crecimiento de la energía eólica en EEUU (tales como el creciente número de políticas energéticas estatales, las variaciones de precio de los combustibles fósiles o las mejoras en las tecnologías renovables), la experiencia h istórica reflejada en la sugiere que el PTC ha sido crucial y los períodos de incertidumbre experimentados por el mismo, han influido de forma significativa en la actividad del sector eólico. 4.3.2.2.2. Business Energy Investment Tax Credit (ITC) 48 del IRS define el ITC. En contraste con el PTC (basado en la producción de electricidad), el ITC está basado en la inversión en un proyecto que genera electricidad. El ITC permite a los propietarios de sistemas solares (para producción energía eléctrica o térmica) y otras tecnologías, cobrar de una sola vez un crédito fiscal equivalente al 30% del coste de inversión. Inicialmente, el crédito era del 10% del coste de inversión. El Energy Policy Act of 2005 aumentó temporalmente el cré dito al 30% desde 2006. Posteriormente, el Economic Stabilization Act of 2008 , extendió el 30% hasta finales de 2016. En 2017, el crédito volverá a ser del 10%. Las principales características del ITC son: . Impacto histórico del PTC en la potencia eólica instalada s que han podido contribuir al crecimiento de la energía eólica en EEUU (tales como el creciente número de políticas energéticas estatales, las variaciones de precio de los combustibles fósiles o las mejoras istórica reflejada en la figura 4.16, sugiere que el PTC ha sido crucial y los períodos de incertidumbre experimentados por el mismo, han influido de forma significativa en la actividad del sector eólico. con el PTC (basado en la producción de electricidad), el ITC está basado en la inversión en un proyecto que genera electricidad. El ITC permite a los propietarios de sistemas solares (para producción de energía eléctrica o térmica) y otras tecnologías, cobrar de una sola vez un crédito fiscal Energy Policy Act of 2005 dito al 30% desde 2006. Posteriormente, el Emergency , extendió el 30% hasta finales de 2016. En 2017, el 84 • National Rural Utilities Cooperative Finance Corporation • U.S. Department of Energy 4.4.1.5. Asociaciones estatales de cooperativas eléctricas En 38 de los 47 estados en los que las cooperativas operan, asociaciones a nivel de estado proporcionan una única voz que habla en nombre de sus miembros al público general, organismos regulatorios y legislaturas del estado. Estas asociaciones son dirigidas por representantes de las cooperativas miembro y ofrecen servicios comúnmente demandados. 32 asociaciones estatales publican periódicos o revistas para los consumidores-propietarios de las cooperativas, superando los 8 millones de lectores cada mes. 4.4.1.6. Representación a nivel federal NRECA (National Rural Electric Cooperative Association) representa los intereses de las cooperativas eléctricas a nivel federal. NRECA proporciona representación legal y regulatoria, seguros médicos, programas de educación y formación, consultoría de negocios, un periódico semanal y una revista mensual. NRECA y sus cooperativas miembro apoyan la investigación energética y mediambiental. Además, NRECA administra un programa de asistencia técnica en el desarrollo de otros países a nivel mundial. 4.4.1.7. Las cooperativas eléctricas y las energías renovables NRECA y sus cooperativas miembro apoyan la electricidad renovable. Actualmente, más del 90% de las 900 cooperativas generan o distribuyen electricidad procedente de fuentes renovables, incluyendo eólica, solar, biomasa e hidroeléctrica (NRECA, 2015). La mayor parte de los recursos renovables de la nación se localizan en zonas rurales. Las cooperativas eléctricas rurales, sin ánimo de lucro y enfocadas al consumidor, son organizaciones adecuadas y están situadas en zonas ideales para aprovechar estos recursos. Como se puede ver en las figuras 4.17 y 4.18, en la última década las cooperativas eléctricas han experimentado un notable crecimiento en energías renovables. 85 Figura 4.17. Evolución de la capacidad añadida anualmente de energías renovables Fuente: NRECA, 2015 Figura 4.18. Evolución de la capacidad acumulada de energías renovables Fuente: NRECA, 2015 Las cooperativas eléctricas poseen 1,2 GW de capacidad renovable y tienen contratos de compra de electricidad a largo plazo (PPAs: Power Purchase Agreements) por casi 5,2 GW, lo que supone un total de 6,4 GW (adicionales a los aproximadamente 10 GW de contratos de preferencia con instalaciones hidroeléctricas federales). Incluyendo la 86 electricidad procedente de las hidroeléctricas federales, las cooperativas poseen o compran aproximadamente el 10% de la capacidad renovable de la nación. Actualmente, cerca del 95% de las cooperativas de distribución ofrecen la posibilidad de consumir electricidad renovable a 40 millones de estadounidenses. El IRS ha aprobado un presupuesto de 900 millones de dólares destinado al desarrollo de las energías renovables en las cooperativas energéticas. En la figura 4.19, se muestra un mapa interactivo de cooperativas eléctricas que generan, compran o suministran electricidad renovable. Los puntos azules representan cooperativas de distribución y los puntos rojos cooperativas G&T. Pinchando en cualquiera de ellas, se muestran los datos relativos a electricidad renovable de esa cooperativa. Se accede a través del enlace: http://www.nreca.coop/wp-content/plugins/nrecainteractive-maps/RenewableEnergy/index.html Figura 4.19. Mapa interactivo de energías renovables en cooperativas eléctricas Fuente: NRECA, 2015 En el mapa de la figura 4.20 se muestra la ubicación de las cooperativas eléctricas que tienen proyectos solares en marcha o en proyecto. 87 Figura 4.20. Cooperativas eléctricas con una instalación de energía solar en marcha o en proyecto Fuente: NRECA, 2015 4.4.1.8. Las cooperativas eléctricas y la eficiencia energética Tradicionalmente las cooperativas eléctricas han promovido la eficiencia energética como forma de ahorro en la factura eléctrica. Actualmente, muchas cooperativas pretenden maximizar la eficiencia en el consumo de sus miembros y de sus propias operaciones (NRECA, 2015). Las cooperativas eléctricas creen que la eficiencia energética, el ahorro y la gestión de la demanda pueden contribuir a disminuir los costes energéticos para el consumidor, desplazar la demanda pico, alcanzar los objetivos de suministro de electricidad y mantener relaciones positivas con el consumidor. Como datos relevantes, cabe destacar que en EEUU: • El 96% de las cooperativas eléctricas operan un programa de eficiencia energética • El 70% ofrecen incentivos financieros para promover la eficiencia energética • El 73% planifican ampliar programas de eficiencia energética existentes en los próximos dos años. Además, NRECA es miembro de la red State and Local Energy Efficiency Action Network, una iniciativa del US Department of Energy que proporciona a los decision- 88 makers estatales y locales herramientas y recursos para ayudarles a alcanzar todos los objetivos de eficiencia en 2020. 4.4.1.9. Las cooperativas eléctricas y las smart grids En toda la nación, las cooperativas eléctricas rurales están implementando tecnologías avanzadas de comunicación y automatización para mejorar sus servicios, aumentar su fiabilidad y contribuir a que sus miembros controlen los costes de electricidad. Según la Federal Energy Regulatory Commission (FERC), las cooperativas eléctricas lideran el sector AMI (Advanced Meter Infrastructure) (NRECA, 2015). Como datos relevantes, cabe destacar: • La penetración de contadores avanzados en cooperativas supera el 31%. Este porcentaje es superior al del país en conjunto (23%). • Aproximadamente la mitad de las cooperativas han instalado alguna AMI. • El 30% de las cooperativas con AMI/AMR (Automatic Meter Reading) han comenzado a integrar sus sistemas de medida avanzada con otros sistemas, tales como sistemas de gestión de cortes en el suministro, sistemas de información al consumidor y sistemas de información geográfica. • Más de 50 cooperativas y distritos públicos de electricidad en 15 estados están recibiendo 215,6 millones de dólares en subvenciones del U.S. Department of Energy. • U.S. Department of Energy ha destinado un fondo de 215,6 millones de dólares para cooperativas y distritos eléctricos públicos. • Además, U.S. Department of Energy ha invertido 33,9 millones de dólares en un proyecto de demostración dirigido por NRECA’s Cooperative Reseach Network. El proyecto no es un solo estudio, sino un portafolio de proyectos de investigación centrados en Smart Grids. En la figura 4.21, se muestra un mapa interactivo de cooperativas eléctricas tienen instalada alguna AMI o AMR. Los puntos azules representan cooperativas de distribución y los puntos rojos cooperativas G&T. Pinchando en cualquiera de ellas, se muestran los datos relativos a esa cooperativa. Se accede a través del enlace: http://www.nreca.coop/wp-content/plugins/nreca-interactive-maps/SmartGrid/index.html 89 Figura 4.21. Cooperativas eléctricas con alguna AMI o AMR Fuente: NRECA, 2015 4.4.1.10. Cooperativas eléctricas consideradas CES: Cooperativas eléctricas sostenibles Teniendo en cuenta la definición de CES, la descripción de las cooperativas eléctricas y los datos relativos a energías renovables, eficiencia energética y smart grids presentados en apartados anteriores, se puede concluir que existen suficientes argumentos para considerar que la gran mayoría de cooperativas eléctricas en EEUU (más del 95%) pueden ser consideradas CES. 4.4.2. CES productoras de energía eólica Según Bolinger, M. (2004), los proyectos “community wind” (CWP: Community Wind Project) se caracterizan por: • participación local (locally-owned): uno o varios miembros de la comunidad local invierten directamente en el proyecto (100% de participación o menos). Se incluyen varios tipos de comunidades, tales como colegios, comercios, explotaciones agrícolas/ganaderas, etc. • turbinas a escala utility (utility-scale turbines): Potencia > 100 kW. • la electricidad producida puede destinarse a autoconsumo, venta o ambos. Estos autores no consideran CWP los que pertenecen a Publicly-Owned Utilities (POU). El concepto de CWP para la AWEA (American Wind Energy Association) es algo más amplio e incluye proyectos con P < 100 kW y los que son propiedad de POU. 90 4.4.2.1. Datos de las CES productoras de energía eólica Como muestra la figura 4.4, la potencia eólica instalada en EEUU se ha incrementado notablemente en los últimos años, pasando de 2.578 a 61.110 MW entre 2000 y 2013, siendo la tecnología de producción eléctrica renovable que mayor aumento ha experimentado. Con este crecimiento, muchos agricultores se han interesado en instalar aerogeneradores en sus tierras. Simplemente por albergar turbinas eólicas en sus terrenos, pueden percibir unos ingresos anuales que en algunos casos incluso superan a los propios de sus actividades agrícolas y/o ganaderas. Sin embargo, los ingresos en concepto de alquiler de terreno a los promotores de proyectos eólicos, son mucho menores que los que podría obtener un agricultor si fuese propietario de las turbinas, ya sea a nivel individual o conjuntamente con otros miembros de su comunidad. Como contrapartida, la propiedad de las instalaciones implica muchos más riesgos, ya que los proyectos eólicos requieren una gran inversión inicial, supervisar (aunque no necesariamente asumir) la construcción, operación y mantenimiento, así como tener en cuenta que la velocidad del viento puede ser menor de la prevista, afectando negativamente al rendimiento de la instalación. A pesar de estos riesgos, en la última década ha existido un interés creciente entre los agricultores/granjeros (especialmente en las zonas con mayor potencial eólico como Minnesota, Wisconsin o Iowa) en ser propietarios de este tipo de instalaciones, debido principalmente a dos factores (Bolinger et al, 2005): • Varios países del norte de Europa (incluyendo Alemania, Dinamarca, Suecia y Reino Unido), han demostrado que sus modelos de CES productoras de energía eólica han funcionado bastante bien. • En EEUU, tanto a nivel federal como en varios estados se han proporcionado incentivos dirigidos específicamente a proyectos eólicos en el sector agrícola. En algunos casos, estos incentivos han sido suficientes para hacer que estos proyectos sean económicamente viables. En la figura 4.22, se muestra la evolución de la potencia instalada (MW) en proyectos eólicos CWP. 91 Figura 4.22. Evolución de la potencia instalada en proyectos eólicos CWP Fuente: DOE, 2015 En la figura 4.23, se muestra la evolución de la potencia eólica añadida (MW) por tipo de productor. Figura 4.23. Evolución de la potencia añadida anualmente por tipo de productor Fuente: DOE, 2015 Actualmente el mercado “community wind” en EEUU representa solamente un 2% del mercado eólico en este país. Sin embargo, a pesar de su pequeño tamaño, ha tenido una gran relevancia para todo el sector eólico. El sector “community wind” en Estados 20414 68 32 23 95 53 180 185 97 158 228 11 1 0 200 400 600 800 1.000 1.200 0 50 100 150 200 250 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 Capacidad CWP acumulada (MW) Capacidad CWP añadida (MW) Capacidad CWP añadida (MW) Capacidad CWP acumulada (MW) 0 2.000 4.000 6.000 8.000 10.000 12.000 14.000 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 Capacidad añadida (MW) CWP IPP POU IOU 92 Unidos ha servido históricamente como campo de pruebas o laboratorio de experimentación para: • Fabricantes de turbinas eólicas que tratan de introducirse en el amplio mercado eólico estadounidense (p.e.: Suzlon, DeWind, Americas Wind Energy, Goldwin) • Nuevas estructuras de financiación de proyectos eólicos 4.4.2.2. Estructuras de financiación de las CES productoras de energía eólica A la hora de desarrollar un proyecto CWP, hay que tener en cuenta diversos aspectos técnicos, financieros, regulatorios y de mercado. Una de las elecciones más determinantes es la estructura de propiedad/negocio. Entre varias estructuras legales que pueden ser potencialmente empleadas para financiar, ejecutar y ser propietarios (al menos en parte) de la instalación, los miembros de una comunidad deben seleccionar la que mejor se adapte a sus circunstancias (Estado en el que se ubique el proyecto, nivel de renta de los miembros, incentivos aplicables…) y a las características del proyecto. Teniendo en cuenta que los proyectos eólicos requieren una gran inversión inicial, de cara a su financiación, los diversos modelos de negocio se diseñan tratando de maximizar los incentivos federales y estatales aplicables a estas instalaciones, de forma que se optimice su rentabilidad y se cumplan (o incluso, se excedan) las expectativas de retorno de inversión. Dado que estos incentivos han variado en la última década, las estructuras de negocio más comunes para CWP han evolucionado. En este apartado, describiremos varios modelos de financiación típicos en dos etapas diferentes: 1ª etapa: Modelos de financiación más utilizados tradicionalmente, cuando se recurría principalmente a dos incentivos aplicables a nivel federal: PTC (Production Tax Credit) y depreciación acelerada. En esta primera etapa, las estructuras de propiedad se diseñan tratando de superar, en la medida de lo posible, las barreras que estos dos incentivos presentaban para las CWP. 93 2ª etapa: Nuevos modelos utilizados recientemente, aproximadamente a partir de 2010, debido a algunos cambios en el PTC que favorecieron la entrada en proyectos CWP de un mayor número de inversores potenciales. 4.4.2.2.1. 1ª etapa. Modelos tradicionales de financiación de CWP Aunque el PTC y la depreciación acelerada han sido fundamentales en el desarrollo de la energía eólica en EEUU, presentan varias limitaciones para inversiones de CES y para muchos inversores individuales. Las grandes corporaciones han tenido mucha más facilidad para aprovechar al máximo estos incentivos. La mayoría de los proyectos CWP se han financiado tradicionalmente utilizando alguna de estas dos estructuras: Multiple local owner y Partnership Flip Structures. Ambas están pensadas para sortear las limitaciones que los incentivos federales PTC y AD presentaban para organizaciones estructuradas como cooperativas y para muchos inversores individuales (Bolinger, et al, 2006): • Al ser incentivos del tipo Corporate Tax Credit, están basados en la reducción de impuestos, por lo que solamente pueden percibirlas entidades con obligaciones fiscales. Por tanto, entidades exentas de impuestos federales, tales como POUs o cooperativas eléctricas, no son elegibles. • Para beneficiarse al máximo de estos incentivos, el propietario debe tener una obligación fiscal sustancial y no estar sujeto a AMT (Alternative Minimum Tax). Las estipulaciones de AMT junto con la necesidad de gran responsabilidad fiscal a nivel federal, es probablemente la principal causa de que la propiedad de gran parte de la potencia eólica instalada en EEUU se concentre en unos pocos inversores corporativos, tales como Florida Power & Light, American Electric Power, PacifiCorp o Shell. • El IRS (Internal Revenue Service) considera inversores pasivos posiblemente a la mayoría de los inversores en un proyecto eólico colectivo, lo que significa que las pérdidas por depreciación del proyecto sólo se pueden compensar con ingresos pasivos y el PTC solamente podrá compensar responsabilidad fiscal generada por ingresos pasivos. No se consideran pasivos los ingresos por intereses o dividendos. 100 Los beneficios de Ridgewing Power Partners, LLC (arrendatario) son: Ingresos por venta de electricidad - costes de operación - alquiler de la instalación Al final de los 20 años de alquiler (es posible que incluso antes), Ridgewind Power Partners, LLC tendrá la oportunidad de comprar la instalación a la filial de Union Bank. Éste es el primer caso de financiación sale/leaseback de un proyecto eólico. Antes del American Recovery and Reinvestment Act of 2009, no era posible financiar una instalación eólica mediante PTC y leasing, ya que uno de los requisitos para obtener el PTC es que el propietario y el operador del proyecto deben ser la misma entidad. Esta condición es contraria a la definición básica de leasing, que implica a dos entidades separadas: el arrendador (propietario) y el arrendatario (operador). Este requerimiento no existe para el ITC ni para el cash grant de la Section 1603. Aunque la financiación mediante leasing ha sido muy frecuente durante varios años en el sector solar, algunos inversores tradicionales han cuestionado su potencial para el sector eólico, debido a que el viento presenta mayor variabilidad interanual que la radiación solar (un mal año de viento puede reducir la producción un 10%-15% de lo previsto). Dado que un alquiler requiere que el arrendatario efectúe pagos regulares al arrendador que son independientes de la producción de la instalación, la mayor variabilidad del viento hace que el leasing sea una opción algo arriesgada. Desde el punto de vista de los CWP, la financiación mediante leasing ofrece varios atractivos: • Simplicidad: lidiar con una sola entidad que construye y financia permanentemente la instalación simplifica el proceso de financiación. • El arrendador capta el 100% de los beneficios fiscales, lo que significa que los promotores del proyecto y otros inversores locales no tienen ninguna necesidad de “tax appetite” (en las estructuras flip, el promotor debe tener al menos el 1% de los beneficios fiscales, los utilice o no). 4.4.2.2.2.2. Caso de estudio. Fox Islands Wind, LLC. El proyecto Fox Islands Wind se localiza en la isla de Vinalhaven (Maine). Consta de 3 turbinas General Electric de 1,5 MW, que suman un total de 4,5 MW instalados. Toda la electricidad producida se vende, a coste, a la utility que suministra a la propia isla de 101 Vinalhaven y a su isla vecina, North Haven. Esta utility es la cooperativa eléctrica Fox Islands Electric Cooperative. Cuando la energía eólica producida no es suficiente para cubrir la demanda eléctrica, la cooperativa compra electricidad en el continente (esta electricidad es transmitida vía cable submarino). Si por el contrario, la energía eólica producida supera la demanda de la cooperativa, el excedente se vende y se trasmite mediante este cable al continente. Debido a que la electricidad transmitida desde el continente es bastante cara, el proyecto eólico puede ayudar a esta cooperativa a reducir costes. El coste de instalación del proyecto eólico se estima en 14,5 millones de dólares ($3,22/kW). Este elevado coste unitario se se puede atribuir principalmente a la logística necesaria para transportar las tres turbinas y el resto de equipos hasta la isla, así como a la falta de economía de escala en un proyecto relativamente pequeño. En la financiación del proyecto invervienen varios actores: a) La cooperativa eléctrica Fox Islands, que es la promotora del proyecto. Como la cooperativa es una entidad sin ánimo de lucro exenta de impuestos federales, no puede hacer uso del PTC ni del ITC. Por esta razón, creó una sociedad con ánimo de lucro que fuese propietaria del proyecto: Fox Island Wind, LLC. Inicialmente, la cooperativa era el único miembro de Fox Islands Wind, LLC. Poco después de que los residentes de la isla autorizaran a la cooperativa a llevar a cabo el proyecto, Fox Islands Wind, LLC recaudó $350.000 en capital inicial, mediante la emisión de pagarés a inversores privados individuales y fundaciones. Este capital inicial se usó para financiar los estudios legales, medioambientales y de ingeniería necesarios para obtener los permisos requeridos. 2) Cooperative Finance Corporation (cooperativa privada sin ánimo de lucro creada para complementar los programas de préstamos ofrecidos por el RUS (Rural Utilities Service)), concedió un préstamo de $9.000.000. Como la Cooperative Finance Corporation solamente concede préstamos a cooperativas, la Fox Islands Electric Cooperativa fue nominalmente la prestataria, y pasó las ganancias a Fox Islands Wind, LCC. 102 3) Diversified Communications (una compañía local de medios de comunicación con sede en Portland), completó la financiación con $5.000.000 en tax equity investment, a cambio de un 99% de participación en Fox Islands Wind, LLC. La financiación a largo plazo incluye los $5.000.000 en acciones de Diversified Communications y $9.500.000 de préstamo a 20 años del RUS. Este préstamo pagará el préstamo de $9.000.000 y los $350.000 (más intereses) de los pagarés. El vehículo para el préstamo a largo plazo fue un préstamo del Federal Finance Bank (FFB) garantizado por el RUS. Debido a la garantía del gobierno, la cuota de interés es muy atractiva. Una vez que el proyecto comenzó a operar en noviembre de 2009, Diversified Communicatios se beneficiaba de: • 99% del ITC del 30% • 99% de la depreciación acelerada. Diversified Communications mantuvo la propiedad del 99% de Fox Islands Wind, LLC durante 5 años (para no tener que devolver el ITC). En un principio, se pretendía vender esta participación del 99% a la Fox Islands Cooperative una vez pasados esos 5 años. A día de hoy, Fox Island Cooperatives posee el 10% y Diversied Communications el 90% de las participaciones de Fox Islands Wind, LLC. (EIA, 2015) 4.4.3. CES productoras de energía solar El número proyectos de producción de energía solar compartidos, también llamados “Community Shared Solar” (CSS), se está incrementando en los últimos años, facilitando el desarrollo y la aceptación de las instalaciones solares fotovoltaicas. Una CSS es una instalación solar para producción de energía eléctrica que proporciona electricidad y/o beneficios financieros a múltiples miembros de una comunidad. Los modelos de negocio CSS presentan diversas ventajas: • posibilitan que una amplia base de consumidores de energía eléctrica pueda acceder a la energía solar, ya que permite que muchos consumidores que por sí solos no estarían dispuestos a instalar un sistema fotovoltaico en sus hogares o no podrían hacerlo de forma rentable (p.e.: consumidores que no disponen de un espacio adecuado con suficiente radiación, consumidores que viven de alquiler, 103 consumidores con bajo poder adquisitivo), puedan comprar o alquilar una porción de una inslalación solar compartida. • ofrecen economías de escala a los promotores • pueden reducir el coste de los programas de incentivos dirigidos a la producción eléctrica renovable mediante energía solar. Estas ventajas están favoreciendo que un número creciente de utilities, gobiernos locales y grupos comunitarios en EEUU estén promoviendo este tipo de instalaciones. No obstante, en muchos estados existen barreras regulatorias que pueden ralentizar su desarrollo. 4.4.3.1. Modelos de negocio CSS En esta sección se describen los dos modelos de negocio más frecuentes en CSS: • Utility-Sponsored Model: una utility posee y/u opera un proyecto que está abierto a la participación voluntaria de sus clientes. • Special Purpose Entity (SPE) Model: un grupo de individuos se unen para constituir una empresa orientada a desarrollar y financiar una instalación solar. Además de estos dos modelos, existen otras posibilidades para formar organizaciones que también se podrían considerar comunidades energéticas: compra conjunta de equipos de producción solar, instalaciones propiedad de utilities situadas en los tejados de sus consumidores, cooperativas de servicios solares, etc. No obstante, estas otras opciones no siempre resuelven el problema de dificultad de acceso a la energía solar de muchos consumidores (p.e.: por falta de espacio adecuado en sus residencias). 4.4.3.1.1. Utility-Sponsored Model Para comunidades cuyos miembros desean organizar un proyecto CSS, la utility local puede facilitarles esta tarea, debido principalmente a que: • Generalmente, las utilities disponen de la infraestructura legal, financiera y administrativa para organizar una CSS. • Muchas utilities en EEUU están gobernadas por sus propios clientes y pueden implementar proyectos en nombre de sus miembros (se calcula que aproximadamente un cuarto de la población estadounidense posee su propia compañía eléctrica, a través de cooperativas eléctricas o POUs). 104 En la mayoría de los proyectos Utility-Sponsored, los clientes de la utility participan en un proyecto solar contribuyendo con una cuota inicial o con pagos regulares. A cambio, estos clientes reciben un pago o crédito en sus facturas eléctricas, que será proporcional a su contribución económica y a la electricidad producida por la instalación solar. De esta forma, el porcentaje de energía generada por cada uno de estos consumidores, es abonado en sus facturas eléctricas como si se tratara de una instalación de autoconsumo situada en su residencia o empresa. Normalmente, la utility o un tercero son propietarios de la instalación y los clientes participantes no tienen acciones en el proyecto, sino que estos más bien compran derechos para beneficiarse de la energía producida. En el anexo I se muestra un listado de proyectos CSS utility-sponsored en funcionamiento o planificados, elaborado por IREC (Interstate Renewable Energy Council) (2015). 4.4.3.1.1.1. Aspectos legales y fiscales A la hora de diseñar y planificar un proyecto CSS según el modelo utility-sponsored, es necesario tener en cuenta lo siguiente: a) Aprovechamiento de incentivos El uso que una utility pueda hacer de los incentivos financieros dependerá de sus características particulares. Ciertos tipos de utilities (cooperativas eléctricas, utilities municipales y POUs) están exentas de impuestos sobre la renta federales, por lo que no se podrán beneficiar del ITC y de la depreciación acelerada. Sin embargo, estas utilities pueden utilizar CREBs (Clean Renewable Energy Bonds), que no están disponibles para IOUs. b) Cumplimiento con la regulación relativa a Securities En el diseño de los mecanismos de participación de sus clientes en un CSS, las utilities deben garantizar el cumplimiento con las regulaciones federales y estatales relativas a Securities. Esto requiere estudiar minuciosamente qué beneficios recibe un clienteparticipante a cambio de su contribución financiera al proyecto y cómo se publicita el proyecto. 105 Por ejemplo, a estos clientes se les puede ofrecer acciones en la instalación solar en sí misma o solamente el derecho a ciertos beneficios por la energía producida (tales como un crédito en sus facturas eléctricas, RECs, o acceso a tarifas eléctricas especiales). Sin embargo, independientemente de cómo el programas de publicite y dependiendo del estado en el que se ubique, el recibo de créditos en la factura eléctrica u otros beneficios pueden constituir un retorno de inversión, por lo que estaría sometido a las leyes estatales que regulan la oferta y venta de securities. c) Asignación de incentivos Además de los incentivos fiscales estatales, un proyecto CSS patrocinado por una utility podría ser elegible para varios programas de incentivos estatales que proporcionen beneficios económicos o ahorros al proyecto. La utility debe considerar si estos beneficios se deben pasar a los clientes participantes, de qué manera y qué implicaciones fiscales tendría para estos clientes. d) Propiedad de los RECs generados A menudo, los clientes participantes en un proyecto CSS patrocinado por la utility, desean reivindicar los beneficios medioambientales de utilizar energía solar. Los participantes solo podrán reclamar tal derecho si reciben RECs o la utility retira los RECs en representación de estos clientes. En cambio, si la utility retiene los RECs por alguna razón (p.e.: para cumplir con el RPS aplicable), solamente la utility podrá realizar reclamaciones medioambientales relacionadas con la instalación solar. El proyecto CSS deberá considerar y exponer claramente cómo se distribuirán los RECs. 4.4.3.1.1.2. Caso de estudio: Sacramento Municipal Utility District (SMUD): SolarShares Program Este programa permite a los clientes de la utility californiana SMUD que no pueden o no quieren adquirir sistemas solares fotovoltaicos, comprar electricidad solar directamente a SMUD, obteniendo beneficios net-metering comparables a los que obtendrían si fuesen propietarios de una instalación de autoconsumo. 106 Mediante contratos a 20 años, SMUD compra la electricidad generada por sistemas solares fotovoltaicos locales community-scale y después la revende a los clientes que participan en el programa. Los clientes participantes en el programa deben suscribir un acuerdo de compra de acciones (basadas en capacidad), de al menos un año de duración. Para ello, pagan una cuota mensual fija, basada en su consumo de electricidad medio y la cantidad de solar fotovoltaica que quieren suscribir (entre 0,5 y 4 kW). A cambio de la compra de estas acciones, la electricidad que el cliente participante compra al sistema SolarShares se le abona en forma de créditos en su factura, mediante Virtual Net Metering. Estos créditos tienen un valor equivalente a los créditos recibidos por un cliente que sea propietario de una instalación solar en autoconsumo. En diciembre de 2012, 622 clientes participaban en el programa. SolarShares comenzó en 2008 con un sistema de 1 MW construido por EnXco (actualmente EDF Renewable Energy, Independent Power Producer) en un terreno alquilado en Wilton. Desde entonces, el sistema produce una media de 1.745 MWh/año. EnXco se beneficia del 30% ITC y de la depreciación acelerada. 4.4.3.1.2. Special Purpose Entity (SPE) Model Con el fin de aprovechar los incentivos fiscales disponibles para proyectos solares comerciales, los organizadores de una CSS pueden estructurar un proyecto como si se tratase de una instalación comercial. En la mayoría de los estados, existen varias entidades mercantiles que podrían ser adecuadas para CSS. Los principales retos de adaptar estructuras usadas normalmente para proyectos comerciales a proyectos CSS son: • Enfrentarse a los obstáculos legales y financieros que supone poner en marcha un negocio, obtener capital y repartir beneficios. • Cumplir con las leyes relativas a securities, lo que implica, entre otras cosas, trabajar dentro de los límites en el número de inversores no acreditados, cuando es conveniente que el proyecto esté exento según las leyes relativas a securities. • Aprovechar al máximo de los beneficios fiscales cuando los inversores tienen un “tax appetite” limitado y/o falta de ingresos pasivos. • Mantener la identidad de “proyecto de comunidad” cuando se implica a inversores estratégicos con “tax appetite” que no están habituados a invertir en CES. 107 • Negociar contratos entre participantes/propietarios, la utility y los propietarios del espacio donde se ubica la instalación. Dada la complejidad de emprender un negocio de este tipo, no es extraño que muchas SPE creadas para proyectos CSS estén organizadas por otras entidades existentes, con amplia experiencia en la implementación de proyectos de electricidad renovable. 4.4.3.1.2.1. Aspectos legales y fiscales Para hacer un uso eficiente de los créditos fiscales federales y la depreciación acelerada, es necesario que la entidad inversora tenga importantes ingresos sujetos a impuestos. Además, los inversores pasivos en un proyecto CSS (inversores que no tienen un papel activo en la empresa o en su administración) solamente pueden aplicar el ITC a los impuestos generados por ingresos pasivos. Es muy probable que la mayoría de los inversores en un proyecto CSS sean inversores pasivos, y muy pocos de ellos tendrán ingresos pasivos. Como consecuencia, la mayoría de estos inversores no podrán aprovechar al máximo los beneficios fiscales federales. a) Normas de la actividad pasiva En la mayoría de los casos, una inversión individual en un CSS será considerada pasiva según las normas de la actividad pasiva del IRS, según las cuales solamente los impuestos generados por ingresos pasivos pueden ser compensados con créditos fiscales depreciación. La mayoría de los individuos tienen ingresos no pasivos (salarios, comisiones, ingresos por autoempleo, etc.). b) Regulación de las securities Al igual que ocurre con los proyectos eólicos colectivos, las acciones de un proyecto CSS que se ofrecen al público serán muy probablemente consideradas “securities”, tanto por las leyes federales como por las estatales. Las securities deben ser registradas a nivel federal y estatal, lo que implica procesos legales muy costosos. Acogerse a una exención del tipo “private placement” tiene el inconveniente de limitar el número de individuos con ingresos medios que pueden invertir en un proyecto colectivo de electricidad renovable. 108 4.4.3.1.2.2. Modelos de financiación de CSS estructuradas como SPE 4.4.3.1.2.2.1. Self-financing Es una estructura muy parecida a la estructura Multiple Local Owner usada para proyectos eólicos. Los miembros de la comunidad invierten en acciones para financiar el proyecto. Sin embargo, para aprovechar al máximo los incentivos fiscales, la comunidad debe tener bastantes miembros con suficiente “tax appetite” para utilizar estos incentivos. Teniendo en cuenta las normas de la actividad pasiva, es evidente que éste no es un objetivo realista para grupos comunitarios de individuos que no suelen tener otras formas de actividad pasiva (aparte del proyecto). Por ello, los organizadores del proyecto tienen dos opciones: • Hacer el proyecto económicamente viable sin utilizar totalmente los incentivos federales (difícil sin ayuda de otros incentivos) • Utilizar modelos de financiación más complejos, tales como estructuras flip o sale/leaseback. 4.4.3.1.2.2.2. Estructuras flip Es una estructura muy parecida a la estructura flip usada para proyectos eólicos. Los miembros de la comunidad se asocian con un inversor estratégico con “tax appetite” en una nueva entidad SPE que posee y opera el proyecto. Inicialmente, la mayor parte de las acciones proceden este inversor estratégico (generalmente, tiene una participación del 99%), el cual percibirá también la mayor parte de los beneficios (venta de electricidad, RECs, incentivos fiscales). Una vez que el inversor estratégico ha percibido los beneficios fiscales y ha amortizado la instalación, la asignación de beneficios y la mayor parte de la propiedad (aproximadamente el 95%) “dan la vuelta” (flip) y pasan a la comunidad. Como el ITC se concede linealmente en cinco años (aunque se cobre en el primer año de operación), el “flip” no se hace hasta que han pasado los primeros cinco años. De otro modo, el inversor estratégico tendría que devolver parte de los beneficios fiscales. Después del “flip”, la comunidad tiene la opción de comprar todo o parte de la participación que se queda el inversor estratégico (entre el 1% y el 5%). 109 4.4.3.1.2.2.3. Estructuras sale/leaseback La SPE comunitaria (como promotor del proyecto, propietario del terreno donde se ubica o ambos) instala el sistema solar, lo vende a un inversor y después se lo alquila a este inversor. Como arrendataria, la comunidad SPE es responsable de la operación y mantenimiento del sistema solar y tiene derecho a vender o usar la electricidad. A cambio de ello, la comunidad arrendataria paga cuotas regulares al inversor fiscal (arrendador). Los beneficios de la comunidad arrendataria serán: Beneficios = Ingresos por venta de electricidad - costes de operación - alquiler de la instalación El inversor tiene derecho a utilizar los incentivos fiscales generados por el proyecto y por las cuotas de alquiler. Una vez que los beneficios fiscales se han agotado (cinco años en el caso del ITC), la SPE comunitaria tiene la opción de comprar la instalación. 116 5.2. Marco legal para el fomento de las energías renovables en Alemania La política de apoyo a las RES está en constante desarrollo como se refleja en las diversas normativas de fomento y sus enmiendas, entre las que destacamos: • Renewable Energies Heat Act (EEWärmeG): pretende aumentar el porcentaje de renovables para usos térmicos en edificios. Comenzó en 2009 y tuvo su primera revisión en 2011. • Combined Heat and Power Act (KWKG): apoya la construcción, modernización y operación de plantas de cogeneración y redes de distribución de calor. Comenzó en 2002, ha tenido dos enmiendas (2009, 2012). A principios de 2016, entrará en vigor una nueva enmienda. • Renewable Energy Act (EEG) en el sector eléctrico: entró en vigor en el año 2000 y es el sucesor del Electricity Feed Act (1991-2000), el cual marcó un hito con la introducción del sistema feed-in tariff (FIT). El EGG ha experimentado cuatro enmiendas (2004, 2009, 2012, 2014), con el fin de adaptarlo continuamente a nuevas condiciones, al desarrollo del mercado y a la curva de aprendizaje de las tecnologías renovables, de forma que los objetivos se alcancen de la forma más eficiente y rentable posible. Los incentivos financieros son elementos clave en estas tres normativas, que fijan objetivos concretos. El EEG es el núcleo central de la política alemana para promoción de RES. Ha contribuido enormemente al notable incremento experimentado por la electricidad renovable en las dos últimas décadas (figura 5.1). Algunas de sus características fundamentales son (BMU, 2007): a) Protección de la inversión mediante incentivos: Desde su entrada en vigor (2000) hasta la tercera enmienda (2012), cada kWh generado a partir de RES recibe una tarifa fijada (FIT), garantizada por un período de 20 años. EEG 2012: En la enmienda de 2012 del Renovable Energy Act (EEG 2012), se introduce el esquema “market premium”, que incentiva la producción eléctrica renovable orientada al mercado. 117 Mientras que en el esquema FIT, los operadores de las redes de transmisión (TSO, en Alemania existen cuatro) son los responsables de vender la electricidad renovable en el mercado, los productores que eligen el esquema Premium, venden su propia producción en el mercado y reciben una cantidad adicional (Premium) a los ingresos obtenidos por la venta de energía. Los productores, tanto de instalaciones nuevas como existentes, pueden elegir libremente entre “market premium” y FIT, así como cambiarse de una opción a otra. EEG 2014: En agosto de 2014 entró en vigor la cuarta enmienda (EEG 2014), también llamado EEG 2.0. Las instalaciones existentes no se verán afectadas por esta enmienda y mantendrán la remuneración y condiciones vigentes en el momento de su puesta en marcha. Algunos de los principales cambios en los incentivos que introduce esta nueva enmienda son: • En términos generales, los operadores de las nuevas plantas están obligados a vender su producción en el mercado, ya sea directamente o a través de un comercializador. Por la venta de electricidad, obtendrán el precio de mercado más una cantidad adicional (market premium). • Solamente existen las siguientes excepciones en las que los operadores de nuevas plantas generadoras no están obligados a vender su producción en el mercado y pueden recibir el FIT: o Plantas pequeñas, con una potencia instalada de hasta 500 kW y puestas en marcha antes del 1 de enero de 2016 o con potencia instalada de hasta 100 kW y puestas en marcha después del 31 de diciembre de 2015. o Plantas de cualquier tamaño que de forma excepcional y temporal no pueden vender su producción en el mercado. En este caso, recibirán del operador de red un 80% de una tarifa fija establecida. • Flexible caps: Con el fin de ordenar la construcción de nuevas plantas, a cada tecnología se le asigna un objetivo de potencia que debe ser instalada cada año (“expansion corridor”). 118 Por ejemplo, en el caso de la energía eólica, este objetivo es de 2.500 MW/año. Si en un mismo año, la potencia instalada excede de 2.600 MW, la remuneración (FIT o market premium) para las nuevas plantas eólicas se reducirá. Si por el contrario, la potencia instalada no llega a 2.400 MW, la remuneración para nuevas plantas aumentará. • A finales de 2015, las instalaciones solares fotovoltaicas montadas sobre el terreno (no en tejados), serán remuneradas mediante procesos de subasta (tendering), lo que significa que solamente aquellas instalaciones que hayan obtenido incentivos mediante subasta, recibirá financiación mediante el EEG. b) Prioridad de conexión y acceso a red. Las plantas generadoras de electricidad renovable tienen prioridad de conexión a la red eléctrica. Además, Los operadores de red están obligados a dar prioridad de entrada a sus redes a la electricidad renovable. c) Protección de los intereses legítimos de los productores frente a futuros cambios de la normativa. La protección se extiende a la tarifa fija que deben recibir, a la prioridad de acceso a red y al periodo de retribución garantizado por ley. De esta forma, los cambios en normativa no se aplican de forma retroactiva a instalaciones existentes. d) Principio de la carga compartida: El FIT y el market premium no son subsidios públicos, sino que los costes se reparten entre los consumidores, que los pagan mediante el recargo EEG de sus facturas eléctricas. Este recargo va en función del consumo (€/kWh), es decir, se aplica a la parte variable de la factura de electricidad, de forma que “el que más consume, más paga”. En la figura 5.5 se muestra la evolución del recargo EEG desde el año 2000. Este recargo ha aumentado de forma notable (de 0,0019 €/kWh en 2000 hasta 0,0617 €/kWh en 2015), lo que ha encarecido significativamente la factura eléctrica. Éste es uno de los motivos por los que se introdujeron cambios con la enmienda de 2014. La energía fotovoltaica, la biomasa y la eólica on-shore son las tecnologías que más peso tienen el el recargo EEG. 119 Figura 5.5. Evolución del recargo EEG desde el año 2000 hasta 2015 Fuente: BMWi (Bundesministerium für Wirtschaft und Energie), 2015 Hasta la entrada en vigor del EEG 2014, los operadores de plantas fotovoltaicas con autoconsumo total o parcial de su producción, estaban exentos de este recargo. Actualmente, las plantas fotovoltaicas con potencia instalada mayor de 10 kW y que generen más de 10 MWh al año, deben pagar un porcentaje de este recargo EEG: o 30% hasta finales de 2015 o 40% en 2016 o 45% en 2017 e) Innovación mediante la reducción de FIT: A medida que se reducen los costes de las tecnologías renovables (debido, entre otras cosas, a la producción en masa y a la mejora de la eficiencia), se reduce la retribución por kWh producido. Esta normativa estable basada en incentivos financieros, proporciona mucha seguridad a las inversiones de propiedad colectiva (que generalmente no pueden asumir los mismos 120 riesgos que las grandes empresas), lo que ha favorecido la proliferación y desarrollo de CES en Alemania. 5.3. Comunidades Energéticas Sostenibles en Alemania En Alemania, las CES han contribuido en gran medida al gran desarrollo de las RES (especialmente eólica on-shore, fotovoltaica y biomasa), por lo que el rápido aumento en los porcentajes de RES ha ido acompañado de un importante incremento en el número de CES. Según un estudio realizado en 2013 por Leuphana University Lüneburg and Trendresearch, el 46% (34 GW) de la potencia de generación eléctrica renovable instalada (73 GW, excluyendo eólica off-shore, geotérmica y estaciones hidroeléctricas de bombeo) estaba en manos de ciudadanos (de zonas urbanas, agricultores y ganaderos). El resto era propiedad de suministradores energéticos (12%) y de inversores institucionales y estratégicos (42%) (bancos y fondos de inversiones (13%), desarrolladores de proyectos (14%), industria (14%) y otros (1%)) (figura 5.6). De los 34 GW propiedad de ciudadanos, el 21% (7 GW) pertenecen a civic companies (grupos de inversión en los cuales los ciudadanos locales son mayoría y están centrados fundamentalmente en la comunidad local), el 27% (9 GW) civic shares (grupos de inversión más abiertos a inversores de cualquier lugar) y el 52% (18 GW) son inversores individuales (figura 5.7). Es decir, podemos considerar que el 48% (16 GW) de la potencia instalada propiedad de ciudadanos (34 GW) pertenecen a comunidades energéticas sostenibles (Leuphana University Lüneburg and Trend-research, 2013). Los esquemas de participación y propiedad ciudadana son de particular importancia en infraestructuras descentralizadas de energía solar, eólica on-shore y biomasa. En la figura 5.8, podemos ver que el 50,4% de la potencia eólica instalada, el 48% de la potencia instalada procedente de energía solar y el 42,2% de la potencia instalada procedente de biomasa son propiedad de ciudadanos. Se trata de tecnologías particularmente atractivas para los ciudadanos por su madurez, modularidad, fiabilidad y disponibilidad de proveedores de servicio técnico (Yildiz, 2014). Por el contrario, los ciudadanos se implican menos en otras tecnologías de generación renovable que requieren mayores inversiones (hidroeléctrica, eólica marina, geotérmica). 121 En el apartado 3.3 se describirán las CES alemanas de producción solar, eólica y biomasa. Figura 5.6. Distribución de la propiedad de la capacidad de generación de electricidad renovable Fuente: Leuphana University Lüneburg and Trend-research, 2013. Figura 5.7. Distribución de la propiedad de la capacidad de generación de electricidad renovable en manos de ciudadanos Fuente: Leuphana University Lüneburg and Trend-research (2013). Inversores privados individuales, 35% Granjeros/ ganaderos, 11% Otros, 1% Empresas de proyectos, 14% Los "cuatro grandes" suministradores de electricidad, 5% Otros suministradores de electricidad, 7% Bancos/fondos de inversión, 13% Industria, 14% Propietarios individuales: 52% (18 GW) Civic companies: 21% (7 GW) Civic shares: 27% (9 GW) 122 Figura 5.8. Porcentajes de la capacidad de generación eléctrica solar, eólica y biomasa en manos de ciudadanos Fuente: Leuphana University Lüneburg and Trend-research, 2013 Con respecto al volumen de inversión, en 2012, la inversión de los ciudadanos representó el 30,6% (5,14 billones de €) del volumen total de inversión en producción eléctrica renovable (16,7 billones de €). Los suministradores energéticos contribuyeron en un 10,2% y los inversores institucionales y estratégicos en un 59,2% (Leuphana University Lüneburg and Trend-research, 2013). Con todos estos datos, nos podemos hacer una idea del notable grado de participación ciudadana (tanto inversores individuales como CES) en el desarrollo de la electricidad renovable en Alemania. 5.3.1. Dinámica de creación En las CES alemanas se dan dos tipos de enfoques (Schreuer, 2012): • Modelo original de comunidad energética basado principalmente en la implicación de la población local y/o regional (bottom-up). • Modelos más orientados a la inversión, en los que un actor (local o no) comienza el proyecto y ofrece participaciones a individuos que pueden estar (o no) dispersados geográficamente (intervenciones top-down). 48,0% 50,4% 42,2% 20% 25% 30% 35% 40% 45% 50% 55% Energía solar Energía eólica (onshore) Bioenergía 123 5.3.2. Formas jurídicas más frecuentes para CES En general, los ciudadanos que quieren invertir en un proyecto de generación renovable, tienen a su disposición varias posibilidades (Yildiz, 2014): • Esquemas basados en equity finance (cooperativas, closed-end funds (a través de GmbH & Co. KG) y Civil Law Partnerships (GbR)) • Esquemas basados en debt capital • Esquemas basados en mezzanine capital En la mayoría de los casos, los ciudadanos eligen esquemas basados en equity finance, sobre todo cooperativas y GmbH & Co. KG, que se describirán en este apartado. 5.3.2.1. GmbH & Co. KG Es la forma legal más usada en Alemania para realizar closed-end funds en el sector energético, especialmente en el sector eólico. Una GmbH & Co. KG es una estructura dual formada por una Sociedad Limitada (GmbH) y una sociedad en comandita (KG: Kommanditisten), que combina los beneficios de ambos tipos de entidades. Esta es la forma jurídica que tienen la mayoría de los parques eólicos on-shore de propiedad colectiva (Bürgerwindparks: Citizen Wind Parks), dado el gran volumen de inversión que implican. Para muchos asesores legales y financieros, la fundación de una GmbH & Co. KG es un servicio estándar. En el sector eólico existen también algunos casos de cooperativas y de Civil Law Partnerships (GbR), pero estos se consideran generalmente menos favorables en términos de impuestos y responsabilidad. En la figura 5.9, se muestra un esquema de la estructura GmbH & Co. KG. Un socio general (GmbH) gestiona la KG (limited partnership) y asume la responsabilidad de sus negocios. Inversores privados invierten como accionistas, son solamente responsables de la cantidad invertida y obtienen derecho a voto en proporción al número de acciones (Beckius et al., 2013). No es extraño que los Bürgerwindparks tengan cientos de accionistas, e incluso más de 1.000. Existen ejemplos de GmbH & Co. KG en las que la mínima acción vale 4.400 €. Las principales características de esta forma legal son (BWE, 2012; Schreuer, 2012; Schreuer et al., 2010): 124 • Los accionistas son los socios que invierten en la instalación renovable. Como socio general, la sociedad limitada (GmbH) se encarga de la gestión de la limited partnership (KG). Si la KG es el único socio de la GmbH, los accionistas tienen un gran control sobre los negocios de la compañía. • Todos los accionistas pueden tener responsabilidad limitada. • En la asamblea general, los derechos de voto se basan en acciones de capital, es decir, los miembros tienen más o menos votos en relación con el número de acciones que poseen. Sin embargo, muchas sociedades de este tipo tienen un máximo y un mínimo de acciones por socio, de forma que sean lo más democráticas posibles y se eviten, en la medida de lo posible, los inversores dominantes. • La sociedad limitada (GmbH) se encarga de las decisiones del día a día de la gestión y los socios limitados (KG), como propietarios de la instalación, son consultados solamente para las decisiones fundamentales de la compañía (p.e.: si se pagan o no dividendos), por lo que no se tienen que preocupar de otros asuntos empresariales (a los que generalmente no están acostumbrados). La German Association for Closed-end Funds (Verband Geschlossene Fonds (VGF)) revela, basándose en estudios empíricos, que existe un volumen notable de inversión en closed-end funds en el sector energético en general (incluyendo energías renovables y no renovables). Sin embargo, la VGF no tiene datos precisos de los numerosos proyectos locales a pequeña escala financiados por ciudadanos en la forma legal de GmbH & Co. KG (Yildiz, 2014). 125 Figura 5.9. Esquema de la estructura GmbH & Co KG Fuente: Beckius et al., 2013 5.3.2.2. Cooperativas Las cooperativas son especialmente adecuadas para propiedad comunitaria, en las que hay un gran número de personas implicadas en la toma de decisiones. En una cooperativa cada miembro tiene solamente un voto en la reunión anual de la asamblea general, independientemente del número de acciones que posea, por lo que son entidades democráticas y protegen a sus miembros del dominio de accionistas mayoritarios. Cada cooperativa está obligada a pertenecer a una asociación que la supervise, por lo que puede beneficiarse de ciertos servicios de consultoría y asesoramiento. Adicionalmente, estas asociaciones realizan regularmente auditorías a las cooperativas para prevenir que los accionistas incurran en pérdidas financieras. Como consecuencia, en Alemania las cooperativas son unas de las entidades legales mejor protegidas de bancarrotas (BWE, 2012). Las cooperativas en Alemania tienen una larga tradición como forma de participación ciudadana en la financiación de proyectos energéticos. A finales del siglo XIX, se formaron varias cooperativas con el fin de producir energía o construir y operar una red de distribución en zonas rurales en las que las grandes compañías energéticas no 132 • Algunos cambios en la ley de cooperativas en 2006 (p.e.: menor número de miembros requeridos para poner en marcha una cooperativa, auditorías reducidas para pequeñas cooperativas), hacen que la puesta en marcha de pequeñas cooperativas sea ligeramente más sencilla. • En comparación con otras formas jurídicas como las Civil Law Partnerships (también muy extendida en Alemania para propiedad colectiva de plantas fotovoltaicas), una cooperativa está mucho mejor adaptada para poner en marcha varias plantas (fácil entrada de miembros adicionales, responsabilidad de los miembros de la cooperativa se puede restringir a su contribución de capital). 5.3.3. CES típicas en Alemania En este apartado se describen tres modelos de CES típicas en Alemania: - Bürgerwindparks: CES productoras de energía eólica - Bioenergiedorfs (pueblos bioenergéticos). - CES productoras de energía solar fotovoltaica 5.3.3.1. Bürgerwindparks La energía eólica ofrece una oportunidad económica a las zonas rurales y otras zonas de escaso crecimiento económico. Con bastante frecuencia, las turbinas eólicas se instalan en estas zonas, proporcionando un valor local añadido a las comunidades cercanas que dependerá de cómo se financien (BWE, 2012). La propiedad colectiva de estas turbinas representa una alternativa democrática al suministro eléctrico convencional, permitiendo a los ciudadanos participar cuando haya que tomar decisiones sobre “su” parque eólico local. Este concepto favorece, entre otras cosas: • que los ciudadanos locales jueguen un papel activo en la política energética municipal. • la aceptación pública de la energía eólica. Los residentes locales pueden estar preocupados por el impacto visual y medioambiental (ruido, daño a las aves, etc.) que puedan causar las turbinas. Sin embargo, la aceptación es mucho mayor cuando el proyecto es, al menos en parte, propiedad de ellos y no solamente de inversores foráneos. 133 • la independencia de la comunidad en el suministro eléctrico • el cumplimiento de objetivos locales de protección al medio ambiente. Los parques eólicos financiados en parte por ciudadanos no son un concepto nuevo. La energía eólica en Alemania comenzó con Burgërwindparks. Durante los años 90 (primeros años de FIT), se crearon en Alemania muchos parques eólicos en cuya financiación participaban habitantes de la zona donde se instalaban. En la zona norte de Alemania, los parques eólicos iniciados por ciudadanos son la norma, especialmente en North Frisia, cuna de los Bürgerwindparks, donde el 90% de los 60 parques eólicos (capacidad total: 700 MW) son Bürgerwindparks. La primera comunidad eólica fue Friedrich-Wilhelm-Lübke-Koog. Hoy en día, la propiedad colectiva de parques eólicos continúa siendo atractiva. Cientos de miles de personas han invertido en Bürgerwindparks y miles de empresas medianas operan en un sector que en 2008 empleó a 90.000 personas y generó el 8% de la electricidad alemana. En la gráfica de la figura 5.13, se muestra la distribución de la propiedad de la capacidad eólica instalada en Alemania en 2010. Como se puede ver, más de la mitad (53%) de la capacidad eólica está en manos de ciudadanos, mientras que “las 4 (utilities) grandes” (las cuatro operadoras de la red de transporte existentes en Alemania) solo poseen el 2%, al igual que las utilities regionales. Figura 5.13. Dist ribución de la propiedad de la capacidad eólica instalada en Alemania en 2010 Los ciudadanos que compran acciones de un parque eólico obtienen beneficios, aunque también asumen parte del riesgo empresarial. Hasta cierto punto, los be garantizados y el riesgo está relativamente controlado, gracias a los pagos fijos por venta de electricidad (FITs) que obtienen de acuerdo al EEG. La estructura de los Bürgerwindparks puede variar significativamente de unos a otros, pero tod os cuentan con participación local a nivel financiero y organizacional. Con frecuencia, la administración del parque eólico está en manos de accionistas locales (no de compañías eléctricas de fuera de la zona), lo que puede generar efectos positivos en la creación de valor añadido a nivel local (figura 5.14 • empresas desarrolladoras locales planifican el parque eólico • empresas locales participan en su construcción • bancos locales proporcionan financiación • al menos el 70% de los impuestos por ingresos se pag • se crean empleos locales de larga duración para la operación y mantenimiento de las turbinas • propietarios de terrenos en los que se ubican las turbinas obtienen ingresos por alquiler • ciudadanos locales se encargan de la gestión técnic 134 ribución de la propiedad de la capacidad eólica instalada en Alemania en 2010 Fuente: Beckius, 2013 Los ciudadanos que compran acciones de un parque eólico obtienen beneficios, aunque también asumen parte del riesgo empresarial. Hasta cierto punto, los be garantizados y el riesgo está relativamente controlado, gracias a los pagos fijos por venta de electricidad (FITs) que obtienen de acuerdo al EEG. La estructura de los Bürgerwindparks puede variar significativamente de unos a otros, os cuentan con participación local a nivel financiero y organizacional. Con frecuencia, la administración del parque eólico está en manos de accionistas locales (no de compañías eléctricas de fuera de la zona), lo que puede generar efectos positivos en añadido a nivel local (figura 5.14 ): empresas desarrolladoras locales planifican el parque eólico empresas locales participan en su construcción bancos locales proporcionan financiación al menos el 70% de los impuestos por ingresos se pag an al gobierno local se crean empleos locales de larga duración para la operación y mantenimiento de las propietarios de terrenos en los que se ubican las turbinas obtienen ingresos por ciudadanos locales se encargan de la gestión técnic a y económica. ribución de la propiedad de la capacidad eólica instalada en Alemania en 2010 Los ciudadanos que compran acciones de un parque eólico obtienen beneficios, aunque también asumen parte del riesgo empresarial. Hasta cierto punto, los be neficios están garantizados y el riesgo está relativamente controlado, gracias a los pagos fijos por La estructura de los Bürgerwindparks puede variar significativamente de unos a otros, os cuentan con participación local a nivel financiero y organizacional. Con frecuencia, la administración del parque eólico está en manos de accionistas locales (no de compañías eléctricas de fuera de la zona), lo que puede generar efectos positivos en an al gobierno local se crean empleos locales de larga duración para la operación y mantenimiento de las propietarios de terrenos en los que se ubican las turbinas obtienen ingresos por 135 Figura 5.14. Creación de valor añadido local Fuente: BWE, 2012 5.3.3.1.1. Financiación Los proyectos eólicos requieren una gran inversión inicial, desde la fase de desarrollo hasta su conexión a la red eléctrica. Previo al diseño de la estructura de financiación, es necesario un estudio de viabilidad que incluya (BWE, 2012): • costes de inversión • costes de operación • parámetros de financiación (% en acciones, % en préstamos, etc.) • futuros ingresos En base a estos parámetros, el retorno de inversión se puede calcular para varios escenarios. Al mismo tiempo, es recomendable consultar a un asesor fiscal para optimizar la financiación del proyecto en términos de leyes fiscales. En función del resultado del estudio de viabilidad, se puede elegir la mejor opción para el proyecto. Generalmente, la financiación de los bürgerwindparks se distribuye de la siguiente forma: • 20-30%: acciones de residentes locales 136 • 70-80%: préstamos bancarios Con frecuencia, la venta de acciones a ciudadanos se hace en rondas. En cada ronda solo es posible comprar una acción por inversor, de forma que se garantice que todos los residentes tienen la oportunidad de comprar el mismo número de acciones del proyecto. De esta forma, las acciones se reparten, en la medida de lo posible, entre los residentes, en lugar de concentrarse en unos pocos con buen nivel económico. De esta forma, el coste del proyecto se reparte entre un gran número de accionistas. 5.3.3.2. Pueblos bioenergéticos “Pueblos bioenergéticos” (Bioenergiedorfs) es un programa lanzado por el gobierno alemán en 2005. La iniciativa se dirige a fomentar la creación de CES rurales centradas en la bioenergía. El primer pueblo bioenergético fue Jühnde (Baja Sajonia), en el que se fundó una cooperativa para construir, gestionar y operar una planta de cogeneración con biogás (BMEL, 2015). A la vista de los resultados positivos del proyecto de Jühnde, el gobierno decidió apoyar más proyectos de este tipo en otros estados federados de Alemania. Actualmente, existen unos 119 pueblos bioenergéticos registrados en el Ministerio de Alimentación y Agricultura, y otros 55 están en proceso. En el siguiente enlace, se muestra una lista de los pueblos bioenergéticos por estados federados, así como las características e instalaciones de cada uno de ellos: http://www.wege-zum-bioenergiedorf.de/bioenergiedoerfer/liste/, 5.3.3.2.1. Concepto de pueblo bioenergético No es fácil determinar el número preciso de pueblos bioenergéticos en Alemania, porque no existe una única definición del término y porque las comunidades están desarrrollando su potencial rápidamente. Según el Ministerio de Alimentación y Agricultura, los pueblos bioenergéticos deben cumplir las siguientes condiciones para ser reconocidos como tales (GreenBuildingAdvisor.com, 2014): • Al menos el 50% de la demanda energética de la comunidad (electricidad y calor) se cubren con biomasa producida localmente. • Los ciudadanos locales se implican activamente en el desarrollo de ideas y la toma de decisiones. 137 • La biomasa utilizada como recurso es propiedad, al menos en parte, de los habitantes y es cultivada localmente de forma sostenible. • Se consideran e implementan medidas de eficiencia y ahorro energéticos. • Se crea valor añadido localmente y los beneficios se extienden regionalmente. Adicionalmente, el Institute for Applied Resource Management, concibe el desarrollo de los pueblos bioenergéticos en base a los siguientes pilares: • Producción de electricidad • Producción de calor • Eficiencia energética • Gestión del uso del terreno • Compromiso de los ciudadanos Aunque los pueblos bioenergéticos tienen características en común entre ellos, pueden diferir ampliamente en la estructura organizacional, materias primas utilizadas, tecnologías instaladas y modelos de financiación empleados. Sin embargo, estas comunidades tienden a tener objetivos comunes. La motivación más frecuente para desarrollar un pueblo bioenergético es asegurar la disponibilidad futura de suministros energéticos a un precio asequible. La segunda motivación es que el dinero generado se quede en el pueblo. Como en muchos otros países, en Alemania se está produciendo una migración general de la gente joven desde zonas rurales a zonas urbanas. Creando empleos e impulsando la innovación, los pueblos bioenergéticos proporcionan oportunidades para la juventud rural. Además, estas comunidades se enorgullecen de generar su propia energía, reducir la dependencia del país de suministros energéticos procedentes del extranjero (especialmente, Rusia) y contribuir al cumplimiento de los ambiciosos objetivos energéticos establecidos en Alemania. 5.3.3.2.2. Tiempo e inversión requeridos para desarrollar un pueblo bioenergético Según datos de pueblos bioenergéticos que han estado operando durante años (GreenBuildingAdvisor.com, 2014): 138 • El tiempo requerido para planificar e implementar una planta de cogeneración con biogás y una red de district-heating es generalmente de 2 a 4 años. • El capital inicial de inversión para estos sistemas está entre 0,5 y 4 millones de euros. • El capital que invierte la cooperativa está entre 50.000-500.000 euros. • El precio que el propietario de un edificio debe pagar por la conexión a la red de district heating oscina entre 0 y 12.000 euros, con un coste medio de 4.000 euros. • Normalmente, entre el 50% y el 80% de los edificios del pueblo están conectados a la red de district heating. Los costes de calefacción para estos residentes está entre 100 y 400 euros anuales. • En términos de uso del terreno, se requieren entre 100 y 500 hectáreas de bosque cuando se utiliza biomasa forestal para alimentar una caldera central. Para alimentar una caldera de biogás con una combinación de cultivos energéticos y purines, se requieren entre 50 y 300 hectáreas. Todos estos datos varían ampliamente de unas comunidades a otras, en función del tamaño del pueblo, configuración de los edificios y recursos renovables disponibles. 5.3.3.2.3. Caso de estudio: Jühnde El pueblo bioenergético de Jühnde (Baja Sajonia) es un proyecto de demostración apoyado por el gobierno alemán mediante una subvención de 1.300.000 €. El pueblo tiene unos 800 habitantes, de los que más del 70% forman parte de una cooperativa fundada para planificar el proyecto y obtener las ayudas necesarias para la inversión (International Energy Agency (IEA) Bioenergy, 2009). En 2006 se inició la instalación de una planta de cogeneración de biogás, producido mediante la co-digestión de diferentes cultivos energéticos (15.000 toneladas/año) y de purines líquidos (9.000 m3/año) procedente de seis explotaciones ganaderas. La instalación se compone principalmente de: • Planta de co-digestión. • Planta de cogeneración: 700 kW eléctricos, 750 kW térmicos. • Caldera de biomasa alimentada por astillas de madera para cubrir demandas altas en los meses fríos: 550 kW. 139 • Caldera convencional de gasóleo para uso en caso de avería de la codigestión/cogeneración o la caldera de biomasa (potencia pico: 1.600 kW). • Red de district heating para 145 hogares, con una longitud de 5,5 km y temperatura del agua a la salida de la planta de 85ºC. En cada hogar, la red se acopla directamente con el sistema interno de calefacción y mediante un intercambiador de calor se produce el agua caliente sanitaria. La planta está situada en las afueras del pueblo, a corta distancia de los edificios residenciales. Cada miembro de la cooperativa hace la inversión para la conexión de su hogar a la red de calefacción y paga una cuota mínima de 1.500 € para obtener derecho a voto. La cooperativa se encarga de la gestión de la instalación, empleando a dos personas para la operación de las plantas, logística y administración. La planta de cogeneración produce 5.000 MWhe /año de electricidad (más del doble de la demanda del pueblo). Toda la electricidad producida se vende a la red eléctrica. El calor producido en la instalación asciende a 6.500 kWht (85% planta de cogeneración, 15% caldera de astillas), de los cuales 3.200 kWh se destinan a la red de district heating, cubriendo el 99% de la demanda. Otra parte del calor producido se utiliza para disminuir la humedad de las astillas de madera, aumentando así su poder calorífico. En la figura 5.15 se muestra un esquema de la planta. Figura 5 . Gracias a esta instalación se ha evitado la emisión de 3.300 toneladas/año de CO ha sustituido el consumo de 400.000 litros/año de gasóleo. Además, se han obtenido ot ros beneficios económicos y medioambientales: • Reducción de los olores procedentes de purines. • Los granjeros y ganaderos del pueblo tienen un cliente permanente para sus productos y residuos. • Varias compañías de servicios del pueblo obtienen nuevos ingresos En la evaluación del proyecto, se observó una activa participación de los miembros de la comunidad. El alcalde de Jühnde fue un importante promotor, motivando a sus habitantes a formar parte del proyecto. 5.3.3.3. Comunidades solares Mientras que los Bür gerwindparks comenzaron a desarrollarse en los años 90, con la promulgación del Electricity Feed Act (1991 propiedad colectiva tardaron unos años más. Aunque el Electricity Feed Act también se aplicaba a solar f lo suficientemente altos como para que las plantas solares fotovoltaicas fuesen rentables, aunque sí existían subvenciones (1000 140 . 15. Esquema de la planta bioenergética de Jühnde Fuente: elaboración propia Gracias a esta instalación se ha evitado la emisión de 3.300 toneladas/año de CO ha sustituido el consumo de 400.000 litros/año de gasóleo. Además, se han obtenido ros beneficios económicos y medioambientales: Reducción de los olores procedentes de purines. Los granjeros y ganaderos del pueblo tienen un cliente permanente para sus Varias compañías de servicios del pueblo obtienen nuevos ingresos . En la evaluación del proyecto, se observó una activa participación de los miembros de la comunidad. El alcalde de Jühnde fue un importante promotor, motivando a sus habitantes a formar parte del proyecto. 5.3.3.3. Comunidades solares gerwindparks comenzaron a desarrollarse en los años 90, con la promulgación del Electricity Feed Act (1991 - 2000), las plantas solares fotovoltaicas de propiedad colectiva tardaron unos años más. Aunque el Electricity Feed Act también se aplicaba a solar f otovoltaica, los FIT no eran lo suficientemente altos como para que las plantas solares fotovoltaicas fuesen rentables, aunque sí existían subvenciones (1000 -roofsprogramme) destinadas a Gracias a esta instalación se ha evitado la emisión de 3.300 toneladas/año de CO 2 y se ha sustituido el consumo de 400.000 litros/año de gasóleo. Además, se han obtenido Los granjeros y ganaderos del pueblo tienen un cliente permanente para sus En la evaluación del proyecto, se observó una activa participación de los miembros de la comunidad. El alcalde de Jühnde fue un importante promotor, motivando a sus gerwindparks comenzaron a desarrollarse en los años 90, con la 2000), las plantas solares fotovoltaicas de otovoltaica, los FIT no eran lo suficientemente altos como para que las plantas solares fotovoltaicas fuesen programme) destinadas a 141 instalaciones a pequeña escala, que estimularon la difusión de instalaciones individuales en hogares. La situación cambió en el año 2000, cuando el Electricity Feed Act fue sustituido por el EEG, el cual proporcionaba un feed-in tariff atractivo para las instalaciones fotovoltaicas. Mientras que las instalaciones domésticas y agrícolas individuales, así como las plantas a escala pequeña y mediana continuaban dominando la difusión de la fotovoltaica, las plantas de propiedad colectiva a mayor escala comenzaron también a extenderse (Schreuer, 2013). En los últimos diez años se ha visto un incremento significativo en el número cooperativas fotovoltaicas. Mientras que en 2007, solamente existían 4 cooperativas de este tipo, este número ha aumentado hasta 484 en 2014 (figura 5.11). Además del cambio en la normativa que regula los FITs, otros factores que han favorecido este crecimiento son (Schreuer, 2013; Yildiz et al., 2015): • réplica de casos de éxito • desarrollo de guías y cursos de formación • la tecnología es simple y modular • es fácil dimensionar las plantas en función del espacio disponible • Ayuntamientos, iglesias, escuelas y otras instituciones están mucho más dispuestas a proporcionar tejados para montaje de paneles solares a las cooperativas que a otras entidades más orientadas a la inversión. Muchas cooperativas han aprovechado este nicho de mercado. En la figura 5.16, se muestra la distribución de la capacidad instalada de solar fotovoltaica en cooperativas alemanas.