barreras de la industria fotovoltaica espaÑola,...

BARRERAS DE LA INDUSTRIA FOTOVOLTAICA

ESPAÑOLA, COMO REDUCIRLAS Y MINIMIZAR SU

IMPACTO

Febrero 2011

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Impresión

Este documento ha sido realizado como parte del proyecto PV LEGAL con el apoyo de la Unión Europea en el

marco de la "Energía Inteligente para Europa". PV LEGAL es un proyecto europeo, que llevan a cabo doce

asociaciones de la industria fotovoltaica de doce países europeos. Sus principales objetivos son: superar las

barreras administrativas durante los procesos de planificación e instalación de los sistemas fotovoltaicos y mejorar

las condiciones de contorno de la fotovoltaica en Europa para permitir un desarrollo más rápido y eficiente del

mercado.

Autores:

Eduardo Collado, Lucía Dólera

Asociación de la Industria Fotovoltaica (ASIF)

Avenida del Doctor Arce 14

28002, Madrid (Spain)

[email protected]

Revisado por:

eclareon GmbH

Luisenstr. 41

10117 Berlin

[email protected]

ADVERTENCIA :

El contenido de este folleto solo compromete a su autor y no refleja necesariamente la opinión de las Comunidades Europeas. La Comisión

Europea no es responsable de la utilización que se podrá dar a la información que figura en la misma.

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INDICE Página

1 RESUMEN 4

2 INTRODUCCIÓN 7

3 IMPACTO DE LOS REQUISITOS LEGALES ADMINISTRATIVOS/BARRERAS 8

3.1 Barrera 1: Barreras con las empresas Eléctricas. 8

3.2 Barrera 2: Barreras con la Administración. 8

3.3 Barrera 3: Barreras con las entidades financieras. 9

3.4 Barrera 4: Barreras con las autoridades fiscales 9

4 PRINCIPALES OBSTACULOS Y CUELLOS DE BOTELLA EN LOS PROCEDIMIENTOS LEGALES

ADMINISTRATIVOS RELACIONADOS CON LA INSTALACIÓN DE UN SISTEMA FOTOVOLTAICO. 10

4.1 Superar la Barrera 1: Registro de Preasignación de Retribución (RPR). 10

4.1.1 Descripción de la Barrera. 10

4.1.2 Análisis y Antecedentes. 11

4.1.3 Opciones para superar la barrera. 11

4.2 Superar la Barrera 2: Procedimientos administrativos. 13




4.3 Superar la Barrera 3: Pago de permisos. 15




4.4 Superar la Barrera 4: Problemas de conexión a la red. 17




4.5 Superar la Barrera 5: Costes de conexión a la red. 19




4.6 ¿Cómo se puede ver comprometido el desarrollo de la fotovoltaica en España si no se garantizan

los procesos administrativos? 21

5 BARRERAS Y SOLUCINES PROPUESTAS. 22

6 ANEXO I: EL PROYECTO PV LEGAL, OBJETIVO Y METODOLOGÍA. 23

7 ANNEX II: SEGMENTOS DEL MERCADO FOTOVOLTAICO EN ESPAÑA. 25

7.1 Tipología de las instalaciones 25

7.1.1 El segmento A: instalaciones a pequeña escala en los edificios residenciales 26

7.1.2 El segmento B: pequeñas y medianas instalaciones en edificios comerciales 26

7.1.3 El Segmento C: Instalaciones de media a gran escala, instaladas en el suelo 27

7.2 Pasos necesarios para realizar una instalación fotovoltaica en España. 27

7.2.1 Segmento A 27

7.2.2 Segmento B 29

7.2.3 Segmento C 30

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1 RESUMEN

El Real Decreto 1578/2008, de 26 de septiembre, de retribución de la actividad de producción de energía eléctrica

mediante tecnología solar fotovoltaica, que sustituyo a su vez al RD 661/2007, establece un cupo de potencia

máxima de unos 500 MW al año hasta 2011 y divide el mercado solar en dos segmentos distintos, uno para

instalaciones en edificios o en construcciones asociadas a ellos, como un aparcamiento, y otro para instalaciones

sobre suelo, cada uno con sus correspondientes cupos.

Merece la pena destacar el tremendo ajuste que ha supuesto para el Sector Fotovoltaico la aplicación del RD

1578/08, puesto que ha reducido el volumen del mercado solar español en 2009 a unos 60 MW (en 2008 se

instalaron unos 2700 MW), siendo el 2010 el año de la nueva normalización del sector para conseguir una

velocidad de crucero de 500 MW anuales.

Para asignar la potencia de los cupos anuales, el RD 1578/08 crea un registro, el Registro de Preasignación de

Retribución (RPR), en el que deben inscribirse los proyectos solares para conseguir las tarifas correspondientes.

Los proyectos que concurran al RPR deben aportar la autorización administrativa, la licencia de obras y el

resguardo de la constitución de un aval, de 50 €/kW en el caso de instalaciones en edificación menores de 20 kW, y

de 500 €/kW en los demás. Las instalaciones admitidas en el RPR tienen un año para ejecutarse.

El desarrollo del mercado español con esta regulación permitiría disponer de unos 11.500 MW fotovoltaicos en

2020, teniendo en cuenta el crecimiento medio previsto del mercado solar.

Barreras actuales en el Mercado Fotovoltaico Español

Existen una serie de condicionantes o barreras de entrada, que pueden ser básicamente técnicas, económicas,

regulatorias, y políticas, y dichas barreras se tienen con las empresas eléctricas, con la Administración del Estado,

con las Entidades Financiación, con la Autoridades Fiscales, y otras.

Las barreras más importantes, sobre todo por el impacto que tienen en el desarrollo general de la industria

fotovoltaica en España, son el Pre-registro, los Procedimientos Administrativos, el Pago anticipado de permisos, los

Problemas de conexión a la red, y los Costes de conexión a la red.

El Registro de Preasignación de retribución (RPR).

Para tener derecho a la tarifa fotovoltaica, se debe tener inscrita la instalación en el Registro de Preasignación que

requiere seguir el procedimiento: La solicitud de inscripción en el Registro, para un proyecto, se realizará, utilizando

la Solicitud de inscripción en el registro de Preasignación, aportando además, copia autenticada de la Autorización

administrativa, de la Licencia de obras, y el Resguardo de constitución del aval.

Como opciones para superar esta barrera, se apuntan la no existencia del Registro, ya que en otros países no se

utiliza el registro, y trabajan con objetivos indicativos, no siendo por lo tanto necesario realizar como en el caso

español, unos importantes desembolsos previos sin saber cuándo se va a entrar en el pre registro, con qué tarifa, o

incluso en el caso de instalaciones en el suelo, si dicha instalación se podrá llegar a realizar

Procedimientos Administrativos

Los procedimientos administrativos exigidos, son los habituales en España para las instalaciones de generación,

pero para el caso de pequeñas instalaciones, estos procedimientos son excesivamente largos, y son totalmente

perjudiciales para su evolución.

ASIF ya está proponiendo al Gobierno unas mejoras para el siguiente marco jurídico-administrativo, siendo de

momento aceptadas por el Gobierno en los siguientes temas:

a) Mejoras significativas jurídico-administrativas para la conexión a la red de instalaciones fotovoltaicas en baja

tensión de potencia nominal menor o igual a 20 kW.

b) Mejoras jurídico-administrativas para la conexión de instalaciones fotovoltaicas situadas dentro de una red

eléctrica interior de un consumidor, que le permitiría conectarse a la red de baja tensión interna, siempre que la

potencia nominal de la instalación fotovoltaica sea también menor o igual a 10 kW.

c) Mejoras jurídico-administrativas, eliminando la necesidad de obtener autorización administrativa para todas las

instalaciones fotovoltaicas conectadas a baja tensión con una potencia nominal menor o igual a 100 kW.

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Estas mejoras podrían extenderse a instalaciones fotovoltaicas con una potencia nominal menor o igual a 100 kW.

Pago de permisos

Las instalaciones fotovoltaicas, al igual que otros tipos de instalaciones de generación, tienen que satisfacer una

serie de pagos a las distintas Administraciones, tanto estatales, autonómicas y locales. Los principales conceptos

por el pago de permisos entre otros, son la Licencia de Obras y la Autorización Administrativa:

La licencia de obras es uno de los documentos exigidos por los ayuntamientos, para presentar proyectos al RPR y,

para obtenerla, se deben abonar la tasa del Impuesto de Construcciones, Instalaciones y Obras (ICIO), que puede

llegar a suponer el 4% del importe total del futuro proyecto (que pueden llegar a incluir también los módulos y

demás equipo).

La autorización administrativa, que otorgan las comunidades autónomas es otro de los documentos exigidos para

optar al RPR. Ahora bien, casi ninguna Comunidad Autónoma exige la autorización a los proyectos menores a 100

kW. Esto significa una importante barrera en aquellas comunidades autónomas donde si es exigida, no tanto por el

coste de la autorización en sí, sino porque para obtenerla se tiene que haber realizado el proyecto completo por

ingeniero competente y visado, lo cual es un importante desembolso sin saber si se va a tener tarifa.

Los importes de los costes de esta barrera pues son altos.

Respecto al ICIO, y para disminuir las cuantías resultantes de sus liquidaciones, el sujeto pasivo del ICIO tendrá

dos opciones legales:

Solicitar, en su caso, la aplicación de la bonificación regulada en el artículo 103, apartado 2 del TRLHL (Texto

refundido de la Ley Reguladora de las Haciendas Locales) que puede llegar hasta el 95%.

Impugnar la liquidación del ICIO que se realice por el ayuntamiento si considera que es excesiva (por incluir por

ejemplo todo el equipo fotovoltaico en la base imponible del impuesto).

Lograr del Ayuntamiento una Licencia de Obras condicionada, de tal forma que la liquidación y pago del ICIO no

se realice hasta tener la seguridad de que se tendrá tarifa FV por haber inscrito en el RPD la instalación

Pensar en la abolición de esta barrera, no es una tarea fácil, ya que este tipo de ingresos por energías renovables,

han sustituido en el caso español a los ingresos que se generaban por el sector inmobiliario en años pasados.

Respecto a la Autorización Administrativa, no hay opción de reducción de coste si se insiste en pedir la Autorización

Administrativa para ser inscrito en el RPR

Problemas de conexión a la red

Una de las problemáticas asociadas al estudio del punto de conexión, es la de considerar que la capacidad máxima

de evacuación a la red, es la considerada en el RD 1663/2000, que dice que se podrán interconectar instalaciones

fotovoltaicas en baja tensión siempre que la suma de sus potencias nominales no exceda de 100 kVA, y que la

suma de las potencias de las instalaciones en régimen especial conectadas a una línea de baja tensión no podrá

superar la mitad de la capacidad de transporte de dicha línea en el punto de conexión, definida como capacidad

térmica de diseño de la línea en dicho punto. En el caso de que sea preciso realizar la conexión en un centro de

transformación, la suma de las potencias de las instalaciones en régimen especial conectadas a ese centro no

podrá superar la mitad de la capacidad de transformación instalada para ese nivel de tensión.

Esto puede llegar a cambiarse en el nuevo RD de Acceso y Conexión a la red, siendo deseable el objetivo de llegar

a poder evacuar el 100% de la capacidad real de líneas y transformadores.

También es posible que en las redes de Transporte, se apliquen criterios menos restrictivos que los que se aplican

actualmente (criterios N-1, y N-2).

No es posible la abolición total de este tipo de barrera, pero si es posible eliminarla para el caso de las

instalaciones pequeñas, siempre y cuando se den unas premisas (p.e. que la carga asociada al punto de conexión

sea el doble que la generación pedida).

Costes de conexión a la red

A la hora de pedir un punto de acceso o de conexión a la red, existen unas barreras de tipo económico, y otras de

tipo técnico (ya detalladas en el punto anterior).

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Las barreras de tipo económico, están relacionadas con los costes que las empresas eléctricas cobran a los

productores por varios tipos de conceptos, uno inicial en referencia al coste del estudio de conexión, y otros que se

relacionan con las modificaciones necesarias para poder evacuar energía a la red. Recordemos que el espíritu de la

ley, es que se incurra en los menores costes posibles cuando se conecta una instalación a la red eléctrica.

El coste del estudio de conexión, justificado por algunas distribuidoras por no tener una compensación normativa

teórica por este tipo trabajo, se ha ido institucionalizando en los últimos años, aunque otras distribuidoras

simplemente no lo aplican. Pero últimamente se han cuestionado estos costes que las distribuidoras cobran por los

estudios, ya que ha sido definido como de ilegal por la CNE, al considerar dichos costes incluidos dentro de los

costes reconocidos por el Sistema Eléctrico Español. Por lo tanto los titulares de las instalaciones de régimen

especial podrán en su caso interponer conflictos de acceso y/o conexión ante la autoridad competente, en los

plazos establecidos reglamentariamente, sin perjuicio de que en distribución se habrá de resolver primero la

conexión y después el acceso.

Por otra parte los costes de conexión deben de estar justificados para la instalación correspondiente, y no

comprender otro tipo de elementos no necesarios para la conexión a red, teniendo unos costes unitarios de

mercado, que no por fuerza se corresponden con los utilizados en los baremos de las distribuidoras que son más

elevados, evitando de esta forma una forma de retribución indirecta mas de las distribuidoras.

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2 INTRODUCCIÓN

MARCO JURIDICO GENERAL DEL SECTOR FV EN ESPAÑA

El Real Decreto 1578/2008, de 26 de septiembre, de retribución de la actividad de producción de energía eléctrica

mediante tecnología solar fotovoltaica para instalaciones posteriores a la fecha límite de mantenimiento de la

retribución del Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, para dicha tecnología. En la exposición de motivos, el RD

1578/08 se justificaba porque:

El crecimiento experimentado por la tecnología fotovoltaica había sido muy superior a lo esperado y era

necesario dar seguridad jurídica y garantías de continuidad, tanto a los promotores de instalaciones como al

tejido industrial, que ya permite fabricar en España todos los elementos de una instalación solar y disminuye la

gran dependencia energética del país.

Convenía modificar el régimen económico a la baja y dotarlo de capacidad para adaptarse a la rápida evolución

de la tecnología, que experimenta un acusado descenso de costes.

Hay que reconocer las ventajas que ofrecen, como generación distribuida, nula ocupación del territorio y factor de

socialización de las energías renovables, las instalaciones integradas en edificios y construcciones

agropecuarias.

Se pretendía “racionalizar” la implantación de grandes instalaciones en suelo, evitando su parcelación para

obtener una retribución más favorable.

El RD 1578/08 establece un cupo de potencia máxima de unos 500 MW al año hasta 2011 y divide el mercado solar

en dos segmentos distintos, uno para instalaciones en edificios o en construcciones asociadas a ellos, como un

aparcamiento, y otro para instalaciones sobre suelo, cada uno con sus correspondientes cupos.

Merece la pena destacar el tremendo ajuste que ha supuesto para el Sector Fotovoltaico la aplicación del RD

1578/08, puesto que ha reducido el volumen del mercado solar español en 2009 a unos 60 MW (después de haber

realizado casi 2700 MW en el 2008), siendo el 2010 el año de la nueva normalización del sector para conseguir una

velocidad de crucero de 500 MW anuales.

Con esta Planificación, el desarrollo del mercado español podrá llegar a unos 11.500 MW fotovoltaicos en 2020.

BARRERAS ACTUALES EN EL MERCADO FOTOVOLTAICO ESPAÑOL

Existen una serie de condicionantes o barreras de entrada, que pueden ser básicamente técnicas, económicas,

regulatorias, y políticas, aunque fundamentalmente dichas barreras se tienen con las empresas eléctricas, con la

Administración, con la Financiación, con la Fiscalidad, y otras.

Las barreras más importantes, sobre todo por el impacto que tienen en el desarrollo general de la industria

fotovoltaica en España, son las siguientes:

1. Registro

2. Procedimientos Administrativos

3. Pago anticipado de permisos

4. Problemas de conexión a la red

5. Costes de conexión a la red

La simplificación de los procedimientos administrativos y los costes que esto supone, es básica para que el

mercado fotovoltaico español pueda reorientarse realmente hacia la edificación y en general a la generación

distribuida, ya que con la regulación anterior estaba mayoritariamente centrado en las instalaciones sobre suelo, y

para que los ciudadanos puedan beneficiarse al máximo de la energía fotovoltaica, permitiendo un ventajoso

autoabastecimiento de electricidad, sobre todo con la llegada de la paridad con la red, con respecto a la tarifa

doméstica.

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3 IMPACTO DE LOS REQUISITOS LEGALES ADMINISTRATIVOS/BARRERAS

Las instalaciones fotovoltaicas integradas dentro de la red eléctrica, se ven afectadas por una serie de

condicionantes o barreras de entrada, que pueden ser básicamente técnicas, económicas, regulatorias, y políticas.

Por motivos de mejor agrupación, se van a detallar dichas barreras con las empresas eléctricas, con la

Administración, con las Entidades Financieras, con las Autoridades Fiscales, y otras.

3.1 Barrera 1: Barreras con las empresas Eléctricas.


tipo técnico.

Las de tipo económico, están relacionadas con los costes que las empresas eléctricas cobran a los productores por

varios tipos de conceptos, uno inicial en referencia al coste del estudio de conexión, y otros que se relacionan con

las modificaciones necesarias para poder evacuar energía a la red, y sobre todo en el caso de falta de capacidad

de la red existente.

Dentro de las barreras técnicas, están las relacionadas con las empresas eléctricas Distribuidoras/Transportistas,

en los temas de acceso y conexión a la red, así como de los futuros cambios en las reglamentaciones, ya que están

pendientes de salir las siguientes:

Real Decreto de Acceso y Conexión a red

Orden sobre requisitos técnicos y de calidad

Nuevo PER

Prospectiva a 2030

3.2 Barrera 2: Barreras con la Administración.

Existe una problemática asociada a las relaciones con las Administraciones, tanto estatales, autonómicas

y locales, siendo las principales las siguientes:

1. Licencia de obras. La licencia de obras es uno de los documentos exigidos por los ayuntamientos, para presentar

proyectos al RPR y, para obtenerla, se deben abonar la tasas del Impuesto de Construcciones, Instalaciones y

Obras (ICIO), que puede llegar a suponer el 4% del importe total del futuro proyecto.

2. Modificación de los procedimientos de acceso y conexión. Los actuales requisitos técnicos de las redes de

distribución, que ya impiden la conexión de las instalaciones solares en amplias regiones del país, parece que

van a ser revisados por el Gobierno en el próximo decreto de conexiones de instalaciones en régimen especial.

El poderse conectar a la red, respetando los condicionantes técnicos y de seguridad que apliquen, es básico en

el desarrollo del sector.

3. Simplificación de procedimientos administrativos. El RD 1578/08 en su Disposición Adicional 1ª emplazaba al

Secretario de Estado de Energía, tras el informe de la CNE, a elaborar una disposición que simplifique los

procedimientos administrativos necesarios para la implantación de las instalaciones en la edificación así como las

medidas necesarias para eliminar o reducir los obstáculos existentes.

4. Calidad de las instalaciones. El RD 1578/08 emplazaba al Secretario de Estado de Energía a elaborar una Orden

Ministerial con requisitos técnicos y de calidad para las instalaciones solares fotovoltaicas. Ya se ha iniciado la

interlocución con la Administración en este ámbito, y ASIF pide mayor velocidad en su elaboración.

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3.3 Barrera 3: Barreras con las entidades financieras.

La crisis económica y crediticia, está afectando gravemente a la financiación de las instalaciones fotovoltaicas.

Afortunadamente la rentabilidad de dichas instalaciones, no se ha visto comprometida gravemente, debido a una

bajada de precios de los módulos.

3.4 Barrera 4: Barreras con las autoridades fiscales

Existen una serie de impuestos, que gravan notablemente a las instalaciones fotovoltaicas, y que suponen barreras

de entrada. Estos impuestos son principalmente Impuesto de Bienes Inmuebles (IBI-BICES), Impuesto de

Construcciones, Instalaciones y Obras (ICIO), y CANON.

El promotor que realice la inversión FV debe pagar el Impuesto de Construcciones, Instalaciones y Obras (ICIO) al

ayuntamiento. En caso de que la instalación FV sea en suelo, además debe abonar el Impuesto de Bienes

Inmuebles (IBI-BICES) y el Canon Urbanístico si es que le aplica.

La nueva regulación del régimen económico de la tecnología FV (RD 1578/08) genera el problema de que exige la

presentación de la licencia de obras para la inclusión de la instalación FV en el RPR (Registro de Preasignación de

Retribución). El ayuntamiento habitualmente exige el pago del ICIO para otorgar tal licencia de obra. La

simplificación de los procedimientos administrativos es básica para que el mercado fotovoltaico español pueda

reorientarse realmente hacia la edificación, con la regulación anterior estaba mayoritariamente centrado en las

instalaciones sobre suelo.

Se pueden ver en la siguiente tabla, los costes legales y administrativos y de desarrollo de los procesos, de

diferentes tipos de instalaciones en España representan un coste muy importante, comparados con los datos

presentados por Alemania, que son mucho menores.

Interview 20 kW 100 kW (LV)

100 kW (HV)

1 MW

Compliance with legal-Administrative requirements

Overall Labour [man hours]

238-500 238-960 238-960 450-1014

Overall Costs [€/Wp]

0,19-0,4 0,18-0,24 0,18-0,24 0,13-0,18

PV Project Development Process

Overall Duration [weeks]

28-36 36-48 36-48 64-68

Overall Costs [€/Wp)]

2,7-3,3 2,4-2,8 2,9-3,2 2,4-2,6

Waiting Time [weeks]

20-28 20-28 20-28 36-40

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4 PRINCIPALES OBSTACULOS Y CUELLOS DE BOTELLA EN LOS PROCEDIMIENTOS

LEGALES ADMINISTRATIVOS RELACIONADOS CON LA INSTALACIÓN DE UN

SISTEMA FOTOVOLTAICO.

Tal y como ya se ha comentado, existen una serie de condicionantes o barreras de entrada, que pueden ser

básicamente técnicas, económicas, regulatorias, y políticas, aunque fundamentalmente dichas barreras se tienen

con las empresas eléctricas, con la Administración, con la Financiación, con la Fiscalidad, y otras.

Tal y como ya se ha detallado en los trabajos introductorios del PV LEGAL, las principales barreras son:

Municipios

Vecinos

Problemas de Conexión a la red

Pago de los permisos

Aval

Procedimientos Administrativos

Pre-registro

Financiación

Costes de conexión a la red

De todas estas barreras, se van a examinar a continuación las que tienen más impacto en el desarrollo general de

la industria fotovoltaica en España, y se va a analizar la probabilidad de que los obstáculos que la hacen posible,

puedan superarse o minimizarse.

Las barreras elegidas y desarrolladas en cada uno de los siguientes subcapítulos, sobre todo por el impacto que

tienen en el desarrollo general de la industria fotovoltaica en España, son las siguientes:

1. Registro

2. Procedimientos Administrativos

3. Pago de permisos

4. Problemas de conexión a la red

5. Costes de conexión a la red

4.1 Superar la Barrera 1: Registro de Preasignación de Retribución (RPR).

4.1.1 Descripción de la Barrera.

Registro de Preasignación de Retribución (RPR), es el Registro para las nuevas instalaciones de producción de

energía eléctrica que deseen acogerse al régimen económico establecido en el Real Decreto 1578/2008.

Es necesaria la inscripción, con carácter previo de los proyectos de instalación o instalaciones en dicho Registro,

para poder tener derecho a la retribución, por lo tanto el inversor o productor fotovoltaico ha de inscribir en el

Registro de Preasignación de retribución, su proyecto de instalación de producción en régimen especial de

tecnología fotovoltaica.

Las inscripciones en el Registro de Preasignación de retribución, irán asociadas a un periodo temporal que se

denominará en lo sucesivo, convocatoria, dando derecho a la retribución que quede fijada en dicho periodo

temporal.

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Procedimiento de inclusión en el Registro de Preasignación de retribución.

La solicitud de inscripción en el Registro de Preasignación de retribución, para un proyecto de instalación, se

realizará, aportando copia autenticada de la siguiente documentación:

a) Autorización administrativa de la instalación, otorgada por el órgano competente, y concesión del acceso y

conexión a la red de transporte o distribución correspondiente.

b) En el caso de instalaciones del tipo I.1, se aportará exclusivamente concesión del acceso y conexión a la red de

transporte o distribución correspondiente.

c) Licencia de obras del proyecto de instalación, otorgado por el órgano competente.

d) Resguardo de constitución del aval.

La solicitud deberá ser presentada en los plazos correspondientes a la convocatoria en la que se desee inscribir, y

será válida para convocatorias sucesivas, en tanto en cuanto un proyecto o instalación no sea inscrita en el

Registro de Preasignación de retribución, bien por no cumplir los requisitos exigidos o bien por haber quedado

cubierto el cupo de potencia, salvo declaración expresa en contra de participar en las mismas en el periodo

establecido o cancelación de la solicitud.

Recibidas las solicitudes y cerrado el plazo de presentación de las mismas, la Dirección General de Política

Energética y Minas procederá a ordenarlas cronológicamente, dentro de cada uno de siguientes tipos y subtipos.

El nivel de gravedad de esta barrera ha sido definido como de máximo, ya que condiciona el libre desarrollo de la

industria fotovoltaica en España (en el año 2008 se realizaron casi 2.700 MW, y debido a esta barrera, se

condiciona a un desarrollo limitado inicialmente de 500 MW al año).

Además su impacto económico en el desarrollo de las instalaciones fotovoltaicas, supone prácticamente el coste

total de los requerimientos legales y administrativos.

4.1.2 Análisis y Antecedentes.

Los Fundamentos para justificar esta barrera se refieren a la desconfianza del Gobierno de que se superen las

planificaciones y con ello las cantidades destinadas a este tipo de energía, ya que el último Plan de Energías

Renovables tenía una previsión de 400 MW acumulados en instalaciones fotovoltaicas hasta el 2010. Esta previsión

fue ampliamente superada, con un total de casi 3,5 GW a finales de 2008, provocando esta situación un desfase

económico del Gobierno, ya que con ello se producía un incremento notable en el déficit tarifario, todo ello agravado

con la crisis mundial. Por lo tanto, el registro no solo ha sido impuesto a las instalaciones fotovoltaicas en el RD

1578/2008, sino que a posteriori se ha adoptado esta misma medida para otras energías renovables, no pareciendo

fácil su eliminación (RD 6/2009).

Por lo tanto, es una barrera intencionada impuesta a varios tipos de energía, no solo a la industria fotovoltaica, y se

deben dar unos argumentos muy sólidos al Gobierno para su eliminación, sobre todo de tipo económico.

Como partes interesadas en el freno de esta tecnología, están el resto de tecnologías renovables, sobre todo

mientras no esté establecido por el Gobierno el mix de generación propuesto para llegar al 2020.

4.1.3 Opciones para superar la barrera.

Como opciones para superar esta barrera, se apuntan las siguientes:

No existencia del Registro

En otros países no se utiliza el Registro, y trabajan con objetivos indicativos, no siendo por lo tanto necesario

realizar como en el caso español, unos importantes desembolsos previos sin saber cuándo se va a entrar en el pre

registro, con que tarifa, o incluso en el caso de instalaciones en el suelo, si dicha instalación se podrá llegar a

realizar.

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Por otra parte, en el caso de instalaciones en el suelo, la propia existencia de una lista con instalaciones para los

próximos cinco o seis años, está dando lugar a una reserva de capacidad de acceso, que puede llegar a provocar

un colapso virtual en el resto de tipos de instalaciones, ya que en las instalaciones sobre tejado podrían realizarse

en un periodo de tiempo más corto al no existir esa lista de espera. El problema de la no existencia de registro, es

que no sería aceptable para el Gobierno la no limitación mediante cupos, aunque una forma podría ser establecer

una tarifa flexible sin cupos, en función de la cantidad de instalaciones puestas en servicio en el año, con respecto a

unas cantidades planificadas (cuanto más se instale mas bajan las tarifas). Es parecido al RD 1578/2008 actual,

pero sin limitación de instalaciones realizadas, y con bajadas más profundas si se sobrepasan los límites

indicativos.

El Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica en

régimen especial, propició con su tarifa, un crecimiento de instalaciones solares fotovoltaicas (FV) muy superior al

ritmo de crecimiento previsto en el Plan de Energías Renovables 2005-2010 (PER), hasta llegar a los

aproximadamente 3,5 GW a finales del año 2008.

Con el Nuevo Real Decreto 1587/2008, las cantidades o cupos de potencia, ya estaban establecidas con pequeñas

variaciones, para el periodo 2009-2011, a la espera de lo que dijera el nuevo Plan de Energías Renovables, pero

una de las peticiones del sector fotovoltaico, es la ausencia de cupos, y la variación de tarifas podría ser un arma

con la que el regulador podría variar las cantidades anuales.

Es por esto, que se realiza esta propuesta de tarifa flexible, ya que se cree que contribuiría aun más al desarrollo

competitivo de las instalaciones fotovoltaicas, sin impedir el crecimiento natural del sector.

Como principio, se puede decir que conviene a todas las partes implicadas que se cumpla una planificación; no

interesa, en general, que haya desviaciones significativas, tanto por exceso como por defecto, ya que el

cumplimiento de la planificación satisface a todos quienes la acordaron y decidieron trabajar con base a ella, y

desviaciones significativas pueden satisfacer a una de las partes pero, probablemente también, frustrar a otras.

Así pues, una vez decidida la Planificación a largo plazo, debería constituir un empeño común el que se cumpla sin

desviaciones significativas.

En las circunstancias actuales, y en referencia al desarrollo FV en España, la herramienta principal que asegure

alcanzar los volúmenes planificados debe ser una tarifa flexible que se revise periódicamente y que acelere o

ralentice el ritmo de crecimiento registrado desde la última revisión. De este modo, las revisiones de la tarifa a corto

o medio plazo permitirían ir ajustando la tendencia del mercado y acomodarla al objetivo planificado a largo plazo.

Para eliminar incertidumbre y dar seguridad a la inversión, la tarifa flexible debe basarse en un cálculo matemático

objetivo, que la reduzca cuando se crezca a demasiada velocidad y que la aumente cuando el crecimiento sea

menor de lo necesario para alcanzar los objetivos previstos.

Con todo lo anterior, se daría una certidumbre de realización de las instalaciones, reduciría los costes previos de las

tramitaciones sin saber si realmente la instalación va a ser realizada, y se adecuarían las tarifas a los costes reales

de las instalaciones.

No entrada en Registro de las instalaciones más pequeñas con posibilidades de paridad de red

Sería interesante para las instalaciones menores o iguales a 20 kW, sobre todo cuando la fotovoltaica entre en

paridad de red con respecto a la tarifa doméstica, que las instalaciones de dicho segmento, no necesiten de

Registro, y sean libres de colocar toda la potencia que sea necesaria, ya que en ese momento, si se ha aprobado el

autoconsumo, ya no estarían colaborando al incremento del déficit tarifario.

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4.2 Superar la Barrera 2: Procedimientos administrativos.


Las fases y tramitaciones necesarias para la realización de una instalación fotovoltaica en España, son las

básicamente las siguientes:

1. Localización de terrenos y punto de acceso,

2. Obtención de terrenos,

3. Aval

4. Punto de Acceso y punto de conexión,

5. Condición de Régimen Especial,

6. Solicitud de información a Medio Ambiente,

7. Realización del Proyecto o de la Memoria,

8. Listado de posibles afectados,

9. Solicitud de Autorización Administrativa y Aprobación del Proyecto,

10. Permisos Medioambientales, Urbanísticos, del Patrimonio Cultural, etc.,

11. Alta en el Impuesto de Actividades Económicas,

12. Calificación urbanística,

13. Licencia de Obras/Urbanística,

14. Licencia de Actividad.

15. Solicitud de inclusión en el régimen especial,

16. Contrato (técnico/tipo) con la compañía distribuidora,

17. Ingeniería de detalle BT/MT,

18. Inscripción, con carácter previo, de los proyectos de instalación o instalaciones en el Registro de Preasignación

de retribución,

19. Ejecución de las obras,

20. Acta de puesta en servicio provisional para pruebas de la instalación,

21. Trámites con la Compañía Distribuidora,

22. Inscripción previa en el registro de instalaciones de régimen especial.

23. Certificado emitido por el encargado de la lectura,

24. Conexión a la red eléctrica,

25. Acta de puesta en servicio de la instalación,

26. Solicitud del Código de Actividad y Establecimiento C.A.E. (Impuesto especial de electricidad),

27. Cambio de Titularidad,

28. Inscripción definitiva en Registro de Instalaciones de Régimen Especial,

29. Facturación a tarifa FV, 30- Devolución del Aval

Los Fundamentos para justificar esta barrera se refieren a las normativas generales establecidas en la Ley 54/1997,

de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico, así como en los siguientes Reales Decretos principalmente, el Real

Decreto 1578/2008, el Real Decreto 661/2007, el Real Decreto 436/2004, y el Real Decreto 2818/1998.

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También está fundamentada en las leyes y normas de las Comunidades Autónomas, y de la Administración Local,

así como en las normas particulares de las empresas eléctricas, así como en el Real Decreto 1663/2000, sobre

conexión de instalaciones fotovoltaicas a la red de baja tensión.

El nivel de gravedad de esta barrera tiene diferentes connotaciones, en función de la potencia de la instalación, ya

que los procedimientos administrativos exigidos, son los habituales en España para las instalaciones de

generación, pero lo que no se ha sabido tener en cuenta, es que en el caso de pequeñas instalaciones, estos

procedimientos son excesivamente largos, y son totalmente perjudiciales para su evolución.

Por lo tanto, para las instalaciones de pequeño tamaño (menores de 100 kW por ejemplo), el nivel de gravedad es

alto, y se impide su normal desarrollo en el mercado, frenándolo y evitando su conexión a la red. Si habláramos de

instalaciones todavía de menor tamaño (menores a 20 kW por ejemplo), la gravedad todavía sería más alta, ya que

debemos tener en cuenta que el objetivo de las instalaciones fotovoltaicas en España está en la generación

distribuida, y en el aprovechamiento de los tejados, apalancando este tipo de actuaciones con la llegada del

autoconsumo, y la paridad de la red con respecto a la tarifa doméstica.

Por lo tanto el impacto en este tipo de instalaciones, sería de una gran magnitud, ya que no podrían realizarse este

tipo de instalaciones en las proporciones, debida a los costes inducidos. En definitiva, hay que eliminar esta barrera,

y dejar que estas instalaciones, se puedan instalar libremente, cumpliendo con el Reglamento Electrotécnico de

Baja Tensión, y la información previa a la conexión, a la empresa distribuidora.


Como ya se ha dicho, los procedimientos administrativos exigidos, son los habituales en España para las

instalaciones de generación, pero para el caso de pequeñas instalaciones, estos procedimientos son

excesivamente largos, y son totalmente perjudiciales para su evolución.

Por lo tanto, aunque no es una barrera intencionada impuesta con el fin de dilatar en el tiempo la puesta en marcha

de este tipo de instalaciones, ya que son reglamentaciones comunes a las instalaciones de gran generación en

muchos de los casos, no suele ser adecuada para pequeñas y medianas instalaciones, que requieren una agilidad

en la puesta en marcha, y unos bajos costes de tramitación, pudiéndose tratar prácticamente su tramitación como

un consumo eléctrico.

En países más avanzados en la penetración de la energía solar fotovoltaica, como Alemania, esa simplificación

administrativa ya está contemplada. Por lo tanto puede ser relativamente fácil realizar modificaciones en las

tramitaciones, que impulsen la generación distribuida, sobre todo teniendo en cuenta que España está a pocos

años de llegar al Grid Parity con la tarifa doméstica.

En todas estas tramitaciones, son necesarios una serie de documentos, para cumplir con la reglamentación, pero a

la vista de su gran cantidad, es lógico pensar, que para pequeñas instalaciones, estos puedan reducirse, o

pensarse en los beneficios que tendría su tramitación más ligera, o su tramitación en “ventanilla única”, si es que

esto fuera posible.


Es muy importante implantar la simplificación de procedimientos administrativos, sobre todo para las instalaciones

de pequeñas y mediana potencia. El RD 1578/08 en su Disposición Adicional 1ª emplazaba al Secretario de Estado

de Energía, tras el informe de la CNE, a elaborar una disposición que simplificara los procedimientos

administrativos necesarios para la implantación de las instalaciones en la edificación así como las medidas

necesarias para eliminar o reducir los obstáculos existentes.

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En cuanto a Calidad de las instalaciones. El RD 1578/08 emplazaba también al Secretario de Estado de Energía a

elaborar una Orden Ministerial con requisitos técnicos y de calidad para las instalaciones solares del máximo interés

del Sector Fotovoltaico. En los dos aspectos anteriores, ya está iniciada la interlocución con la Administración en

este ámbito, y ASIF pide mayor velocidad en su elaboración.

PROPUESTA DE MEJORAS

ASIF está luchando actualmente, con un debate que intenta unas mejoras para el siguiente marco jurídico-

administrativo, siendo de momento aceptadas por el Gobierno en los siguientes temas:

a) Mejoras significativas jurídico-administrativas para la conexión a la red de instalaciones fotovoltaicas en baja

tensión de potencia nominal menor o igual a 20 kW.

b) Mejoras jurídico-administrativas para la conexión de instalaciones fotovoltaicas situadas dentro de una red

eléctrica interior de un consumidor, que le permitiría conectarse a la red de baja tensión interna, en lugar de la red

de media tensión de la distribuidora, siempre que la potencia nominal de la instalación fotovoltaica sea también

menor o igual a 10 kW.

c) Mejoras jurídico-administrativas, eliminando la necesidad de obtener autorización administrativa para todas las

instalaciones fotovoltaicas conectadas a baja tensión con una potencia nominal menor o igual a 100 kW.

Estas mejoras tienen muchas probabilidades de seguir adelante, pues ya están en un proyecto de Real Decreto,

proyecto que se está discutiendo. Pero estas mejoras pretende ASIF, que se extiendan a instalaciones fotovoltaicas

con una potencia nominal menor o igual a 100 kW.

4.3 Superar la Barrera 3: Pago de permisos.


Las instalaciones fotovoltaicas, al igual que otros tipos de instalaciones de generación, tienen que satisfacer una

serie de pagos a las distintas Administraciones, tanto estatales, autonómicas y locales.

Los principales conceptos por el pago de permisos entre otros, son la Licencia de Obras y la Autorización

Administrativa:

1. Licencia de obras. La licencia de obras es uno de los documentos exigidos por los ayuntamientos, para presentar

proyectos al RPR y, para obtenerla, se deben abonar la tasas del Impuesto de Construcciones, Instalaciones y

Obras (ICIO), que puede llegar a suponer el 4% del importe total del futuro proyecto.

El Impuesto sobre construcciones, instalaciones y obras (I.C.I.O.), es un Impuesto que grava la realización,

dentro del término municipal correspondiente, de cualquier construcción, instalación u obra para la que se exija la

obtención de la correspondiente licencia urbanística, se haya obtenido o no dicha licencia, siempre que su

expedición corresponda al Ayuntamiento. Este impuesto se regula en los artículos 100 a 103 del texto refundido

de la Ley Reguladora de las Haciendas Locales (TRLRHL), aprobado por Real Decreto Legislativo 2/2004.

2. Autorizaciones administrativas. La autorización administrativa que otorgan las comunidades autónomas es otro

de los documentos exigidos para optar al RPR. Ahora bien, casi ninguna Comunidad Autónoma exige la

autorización a los proyectos menores a 100 kW, por lo que no la otorgan, por lo tanto esto significa una

importante barrera en aquellas comunidades autónomas donde si es exigida.

Existe en estos momentos controversia con respecto a la forma de calcular la tasa a pagar en concepto de ICIO, ya

que la Subdirección General de Tributos Locales resolvió una consulta vinculante de una Sociedad dedicada a la

promoción y mantenimiento de parques solares en todo el territorio nacional, que deseaba saber si el coste de los

equipos debía incluirse o no en la base imponible del citado impuesto. La respuesta de la Subdirección General de

Tributos locales tenía efectos vinculantes, conforme a lo dispuesto en el apartado 1 del artículo 89 de la Ley

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58/2003, de 17 de diciembre, General Tributaria, y en conclusión, consideró que formaban parte de la base

imponible del ICIO el coste de los equipos necesarios para la captación de la energía solar que cumplan los

requisitos indicados, como parte integrante del coste real y efectivo de la construcción, instalación u obra.

A pesar de la consulta vinculante anterior, los Tribunal Superiores de Justicia se han pronunciado en numerosas

ocasiones sobre la determinación de la base imponible del ICIO, el concepto de coste real y efectivo de la obra y los

costes que deben incluirse o excluirse de la base imponible, dando soluciones a favor y en contra de la resolución

de la Subdirección General de Tributos Locales.

Por lo tanto el nivel de gravedad que suponen estos costes en las instalaciones fotovoltaicas es muy alto, ya que

frenan su desarrollo, al tener que realizar estos pagos sin llegar a saber totalmente, si va a ser posible realizar la

instalación, por no saber el momento en que va a entrar en el pre registro, o que tarifa se le va a aplicar, o incluso si

va a ser posible su realización, aumentando con ello el coste de las instalaciones que realmente van a ser

realizadas. En la tabla siguientes pueden verse estos costes, que pueden verse incrementados, si la tasa de

instalaciones de instalaciones totales a las que se realiza el pago de permisos, con respecto a las instalaciones

realmente realizadas aumenta.


Este tipo de barreras existe también en otros países, y forman parte de los ingresos que tienen las comunidades

autónomas y los ayuntamientos, aunque sean de otra magnitud, por lo que no parece fácil eliminar dicha barrera,

aunque lo que si se debe intentar es minimizarlas.

En el caso de las instalaciones sobre suelo, que por las colas en el pre registro pueden tardar años en realizarse,

con el fin de evitar este importante desembolso, que puede producirse varios años antes de que el proyecto pueda

ejecutarse, y seguir manteniendo el requisito de que los proyectos cuenten con la autorización municipal, bastaría

con sustituir la licencia de obras por un informe urbanístico favorable, sin coste.

En el caso de la autorización administrativa, podría sustituirse o eliminarse para poder acceder al RPR. Por lo tanto,

desde ASIF se ha solicitado que, se exima a todos los pequeños proyectos de la necesidad de disponer de dicha

autorización, en aquellas comunidades autónomas que todavía la exigen.

Por lo tanto es una barrera intencionada, de la que dependen en parte los ingresos de comunidades autónomas y

ayuntamientos, y beneficia a todos ellos.

Es una barrera común a otro tipo de energías renovables, y a otros sectores de la sociedad, por lo que no parece

fácil que estas instituciones renuncien a este tipo de ingresos, que en los momentos actuales de crisis, les es tan

necesario, a no ser que sea el Gobierno el que lo regule y facilite su reducción o eliminación, según los casos.


Los importes de los costes de esta barrera son altos, y para disminuir las cuantías resultantes de sus liquidaciones,

el sujeto pasivo del ICIO tendrá dos opciones legales:

Interview 20 kW 100 kW (LV)

100 kW (HV)

1 MW

Compliance with legal-Administrative requirements

Overall Labour [man hours]

238-500 238-960 238-960 450-1014

Overall Costs [€/Wp]

0,19-0,4 0,18-0,24 0,18-0,24 0,13-0,18

PV Project Development Process

Overall Duration [weeks]

28-36 36-48 36-48 64-68

Overall Costs [€/Wp)]

2,7-3,3 2,4-2,8 2,9-3,2 2,4-2,6

Waiting Time [weeks]

20-28 20-28 20-28 36-40

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Solicitar, en su caso, la aplicación de la bonificación regulada en el artículo 103, apartado 2 del TRLHL (Texto

refundido de la Ley Reguladora de las Haciendas Locales) que puede llegar hasta el 95% a favor de las

construcciones, instalaciones u obras que sean declaradas de especial interés o utilidad municipal por concurrir

circunstancias sociales, culturales, histórico artísticas o de fomento del empleo que justifiquen tal declaración.

Corresponderá dicha declaración al Pleno de la Corporación del ayuntamiento, y se acordará, previa solicitud del

sujeto pasivo, por voto favorable de la mayoría simple de sus miembros

Impugnar la liquidación del ICIO que se realice por el ayuntamiento. En este caso, al tratarse de un acto

administrativo con fuerza ejecutiva, el ICIO deberá pagarse o, en su caso, se deberá solicitar la suspensión de la

citada ejecutividad aportando la garantía correspondiente.

Otra de las simplificaciones que facilitaría la evolución positiva de la industria fotovoltaica, sería eliminar la

obligación del pago de la licencia de obras, como requisito para acceder al pre registro, pudiendo sustituirlo por un

documento de promesa de licencia de obra, por parte del Ayuntamiento respectivo, en el que se garantice dicha

licencia de obra cuando la instalación esté inscrita en el pre registro, realizándose el pago en dicho momento, ya

que el pago de una licencia de obras sin garantizarse que dicha instalación va a realizarse, encarece las

tramitaciones e impide la evolución natural de la industria fotovoltaica.

Pensar en la abolición de esta barrera, no es lógico, aunque si intentar disminuir su importe, ya que este tipo de

ingresos por energías renovables, han sustituido en el caso español a los ingresos que se generaban por el sector

inmobiliario en años pasados en el territorio español.

4.4 Superar la Barrera 4: Problemas de conexión a la red.


Las instalaciones fotovoltaicas de conexión a red tienen como objetivo inyectar la energía producida a la red

eléctrica de distribución, a través de un punto de acceso y de conexión. La energía eléctrica producida por una

instalación fotovoltaica es vendida a la compañía eléctrica, la cual, está obligada a comprar toda la energía vertida a

la red a un precio regulado inicialmente por la legislación existente en la Ley 54/97, el Real Decreto 1955/2000 y

Real Decreto 436/2004, y a posteriori con los RD 661/.2007 y RD 1578/2008.

Por lo tanto, es necesario para poder realizar una instalación fotovoltaica, disponer previamente del punto de

conexión y de acceso a la red, autorizado por la empresa distribuidora.

Así de conformidad con el artículo 66 del Real Decreto 1955/2000, por el que se regulan las actividades de

transporte, distribución, comercialización, suministro y procedimientos de autorización de instalaciones de energía

eléctrica, el productor fotovoltaico o inversor deberá presentar a la empresa distribuidora propietaria del punto de

conexión, el proyecto básico de la instalación y su programa de ejecución.

Para la conexión a las redes de distribución, se realizarán las siguientes consideraciones:

1. Una vez obtenido el informe favorable del gestor de la red de distribución de la zona sobre la existencia de

suficiente capacidad de acceso a dicha red en el punto requerido, el agente peticionario presentará a la empresa

distribuidora propietaria de la red en dicho punto, el proyecto básico de la instalación y su programa de ejecución.

2. La empresa distribuidora propietaria del punto de conexión, si dicha instalación puede afectar a la red de

transporte o a la operación del sistema según lo establecido en el artículo 63 de este Real Decreto informará

sobre dichas posibles afecciones en el plazo máximo de un mes y lo trasladará al operador del sistema y gestor

de la red de transporte, junto con el programa de ejecución. El operador del sistema y gestor de la red de

transporte analizará si existe alguna restricción derivada de esta nueva información y en el plazo máximo de un

mes, emitirá un informe al respecto.

3. Para la conexión de nuevas instalaciones, el proceso de solicitud de acceso y de solicitud de conexión podrá

llevarse a cabo de manera simultánea, siendo en todo caso la concesión previa de acceso requisito necesario e

imprescindible para la concesión del permiso de conexión.

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El nivel de gravedad y el impacto cuantificado de esta barrera es máximo, ya que la no obtención del mismo

imposibilita la realización en el citado punto de la instalación fotovoltaica.

El problema, es que estos plazos no son cumplidos estrictamente por las distribuidoras/transportistas, y esto

provoca retrasos a los productores, así como costes asociados.


Los fundamentos y la justificación de la existencia de esta barrera, tienen su origen en la necesidad por parte de la

distribuidora eléctrica, de comprobar si con la conexión a red de la instalación fotovoltaica, al realizar los estudios

de flujos de carga en los diferentes casos (con carga, sin carga), unos parámetros eléctricos pueden verse

sobrepasados, dando lugar a falta de capacidad de las líneas y/o los transformadores, así como en otros casos los

voltajes y otros parámetros eléctricos, estos queden fuera de rango.

En este caso, estamos hablando de cálculos meramente eléctricos, y una vez definido el criterio a cumplir, la

distribuidora realiza el cálculo asépticamente, contestando sobre la posibilidad o imposibilidad de dicha conexión, a

no ser que modificando determinadas restricciones de red (ampliación de secciones de las líneas eléctricas, cierre

de anillos, ..) pueda conseguirse llegar a su cumplimiento, o tal y como dice la ley dar un punto alternativo que si

cumpla los requisitos.

También se debe tener en cuenta la opinión del operador del sistema y gestor de la red de transporte, por si existe

alguna restricción en la red de transporte asociada a dicho punto de conexión.

Por lo tanto la intencionalidad de la barrera puede venir de la definición propia de los criterios a cumplir. Por lo tanto

los que se deben modificar son estos argumentos, ya que hoy en día no están plenamente justificados.

Las restricciones anteriores son de aplicación, hasta ahora, a las energías renovables en general, y benefician a la

capacidad de las líneas de las empresas distribuidoras y transportistas, ya que cuando se realizan instalaciones

específicas para las energías renovables, se han obligado en muchos casos, a realizar instalaciones de conexión

del doble de capacidad de las necesarias, dejando a las distribuidoras una capacidad excedente a coste cero.


No es posible la abolición total de este tipo de barrera, pero si es posible eliminarla para el caso de las

instalaciones pequeñas, en las que el cálculo de los parámetros aludidos no suponga prácticamente ninguna

modificación, siempre y cuando se den unas premisas (p.e. que la carga asociada al punto de conexión sea el

doble que la generación pedida).

Una de las problemáticas asociadas al estudio del punto de conexión, es la de considerar que la capacidad máxima

de evacuación a la red, es la considerada en el punto 1 del artículo 9 del RD 1663/2000, que dice que se podrán

interconectar instalaciones fotovoltaicas en baja tensión siempre que la suma de sus potencias nominales no

exceda de 100 kVA., y que la suma de las potencias de las instalaciones en régimen especial conectadas a una

línea de baja tensión no podrá superar la mitad de la capacidad de transporte de dicha línea en el punto de

conexión, definida como capacidad térmica de diseño de la línea en dicho punto. En el caso de que sea preciso

realizar la conexión en un centro de transformación, la suma de las potencias de las instalaciones en régimen

especial conectadas a ese centro no podrá superar la mitad de la capacidad de transformación instalada para ese

nivel de tensión. Esto se va a cambiar en el nuevo Real Decreto de Acceso y Conexión a la red, siendo deseable el

objetivo de llegar a poder evacuar el 100% de la capacidad real de líneas y transformadores, o incluso algo

superior, si se aplican determinados coeficientes de simultaneidad.

También es posible que en las redes de alta tensión de Transporte, se apliquen criterios menos restrictivos que los

que se aplican actualmente, en función de la cantidad de horas de riesgo consideradas (criterios N-1, y N-2).

Es muy importante la modificación de los procedimientos de acceso y conexión. Los actuales requisitos técnicos de

las redes de distribución, que ya impiden la conexión de las instalaciones solares en amplias regiones del país, van

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a ser revisados por el Gobierno en el próximo decreto de conexiones de instalaciones en régimen especial, y cuyo

borrador está actualmente pendiente del preceptivo informe de la Comisión Nacional de Energía (CNE). El poderse

conectar a la red, respetando los condicionantes técnicos y de seguridad que apliquen, es básico en el desarrollo

del sector.

Por otra parte, los tiempos de contestación a las peticiones de conexión y acceso a la red por parte de las eléctricas

(transportistas/distribuidores), no se corresponden en muchos de los casos con los que están establecidos en la

reglamentación vigente, y eso retrasa mucho los proyectos, y se necesita saber cuanto antes si la decisión de

realizar una inversión se va a materializar o no.

Otro de los problemas identificados, por lo menos durante la finalización del RD 661/2007, han sido los de

interlocución, ya que la saturación de trabajo en las eléctricas, ha dado lugar a muchas dificultades en conseguir

hablar con los técnicos y gestores responsables, o de conseguir que respondan por escrito. Es de esperar que la

disminución notable de potencia a instalar en España con respecto a lo acontecido en el año 2008 (2700 MW),

mejore estas relaciones, y no se tengan costes relacionados con esos tiempos de espera.

4.5 Superar la Barrera 5: Costes de conexión a la red.



tipo técnico.

El espíritu de la ley, es que se incurra en los menores costes posibles cuando se conecta una instalación a la red

eléctrica.

Las barreras de tipo económico, están relacionadas con los costes que las empresas eléctricas cobran a los

productores por varios tipos de conceptos, uno inicial en referencia al coste del estudio de conexión, y otros que se

relacionan con las modificaciones necesarias para poder evacuar energía a la red, que pueden ser ligeras si existe

capacidad de la red, o mucho más altas en el caso de falta de capacidad de la red existente, al ser necesario

realizar grandes modificaciones (cierres de anillo, cambios en las secciones de conductores, automatización de

aparamenta, …).

Por lo tanto en el desarrollo de las instalaciones de conexión, se deben tener en cuenta los siguientes detalles:

1. Las instalaciones de conexión se conectarán en un solo punto a las redes de transporte o distribución, salvo

autorización expresa de la Administración competente, y serán titulares de las mismas los peticionarios.

2. Cuando la conexión dé lugar a la partición de una línea existente o planificada con entrada y salida en una nueva

subestación, las instalaciones necesarias para dicha conexión, consistentes en la nueva línea de entrada y

salida, la nueva subestación de la red de transporte o distribución, en lo que se refiere a las necesidades

motivadas por la nueva conexión, el eventual refuerzo de la línea existente o planificada y la adecuación de las

posiciones en los extremos de la misma, que resulten del nuevo mallado establecido en la planificación tendrán

la consideración de la red a la que se conecta.

Y como consecuencia de lo anterior, tener en cuenta que la inversión necesaria será sufragada por él o los

promotores de la conexión, pudiendo este o estos designar al constructor de las instalaciones necesarias para la

conexión, conforme a las normas técnicas aplicadas por el transportista, siendo la titularidad de las instalaciones

del propietario de la línea a la que se conecta.

En todo caso, si las nuevas instalaciones desarrolladas fueran objeto de utilización adicional por otro consumidor

y/o generador, el nuevo usuario contribuirá, por la parte proporcional de utilización de la capacidad de la

instalación, en las inversiones realizadas por el primero.

Dicha obligación sólo será exigible en el plazo de cinco años a contar desde la puesta en servicio de la conexión.

La Comisión Nacional de Energía resolverá en caso de discrepancias.

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En el caso de las instalaciones de transporte, los costes de operación y mantenimiento serán a cargo del

sistema.

3. Los proyectos de las nuevas instalaciones y los programas de ejecución serán supervisados por el operador del

sistema y gestor de la red de transporte o los gestores de las redes de distribución, que recabará la información

necesaria del transportista o distribuidor propietario de la instalación y del agente peticionario.

4. El resto de refuerzos asociados tanto al desarrollo de red como al eventual necesario cambio de aparamenta

serán incluidos en el proceso de planificación.


Es coste del estudio de conexión, justificado por algunas distribuidoras por no tener una compensación normativa

teórica por este tipo trabajo, se ha ido institucionalizando en los últimos años, aunque otras distribuidoras

simplemente no lo aplican. Este coste se debería justificar por el tiempo y los recursos necesarios para realizarlo

por parte de la empresa eléctrica, y debe depender de la potencia solicitada (algunas eléctricas cobran una

cantidad fija según los niveles de potencia pedidos). Según alguna empresa eléctrica, estas cantidades pedidas

pueden llegar a ser retornables, si el proyecto se acaba realizando, descontando el importe del presupuesto de la

interconexión, lo cual es muy recomendable ya que, si la instalación se hace, la distribuidora se vería favorecida por

el refuerzo de la red que supone la nueva generación cerca del consumo, recuperando indirectamente el coste del

estudio incurrido.

El problema con este coste estriba, en que hasta ahora las instalaciones pedidas eran de un tamaño elevado, y

dichos costes no representaban un cantidad apreciable con respecto al coste del proyecto, y además casi siempre

la contestación solía ser positiva, y el productor lo interiorizaba como un gasto, pero una vez realizado el cambio

regulatorio del RD 1578/2008, y realizadas hasta 2008 instalaciones que totalizan más de 3 GW, el mercado se ha

enfocado hacia instalaciones mas pequeñas (en las que el coste repercutido si tiene un efecto apreciable), y ya en

muchos casos la contestación suele ser negativa por falta de capacidad, no pudiendo repercutir ese gasto en un

proyecto concreto (se necesitarán varias peticiones para obtener un resultado positivo). Incluso cuando se pide un

punto de conexión en una red, que por desconocimiento el productor no sabe que dicha red está saturada, aunque

la respuesta de la eléctrica es rápida ya que sabe la respuesta, la cantidad pedida por el “estudio” es la misma.

Con respecto a las modificaciones necesarias para poder evacuar energía a la red, aunque como se ha dicho, el

espíritu de la ley, es que se incurra en los menores costes posibles, las eléctricas han visto una oportunidad de

mejorar la red, y en muchos casos los presupuestos para poder evacuar energía, no se ajustan a las necesidades

estrictas, suponiendo cantidades que en muchos casos comprometen la rentabilidad de la instalación (se están

repercutiendo costes, que pueden llegar a representar entre 0,15 y 0,30 €/Wp, e incluso superiores en algunos

casos).

Los costes anteriores son de aplicación, hasta ahora, a las energías renovables en general, y benefician a las

empresas distribuidoras y transportistas, que son las partes interesadas.


La abolición completa de esta barrera es muy difícil, ya que como se ha dicho, los gastos de las instalaciones

necesarios para la conexión a red corresponden por ley al inversor o productor fotovoltaico.

Pero dentro de los costes de conexión, últimamente se han cuestionado los costes que las distribuidoras cobran por

los estudios, ya que, a juicio de la Comisión Nacional de la Electricidad (CNE), no está justificado, según la

legislación vigente, el cobro de una determinada cantidad destinada a que la distribuidora realice los estudios

necesarios sobre la viabilidad del acceso solicitado, como requisito previo necesario para atender la solicitud. Por lo

tanto los titulares de las instalaciones de régimen especial podrán en su caso interponer conflictos de acceso y/o

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conexión ante la autoridad competente, en los plazos establecidos reglamentariamente, sin perjuicio de que en

distribución se habrá de resolver primero la conexión y después el acceso.

Por otra parte los costes de conexión deben de estar justificados para la instalación correspondiente, y no

comprender otro tipo de elementos no necesarios para la conexión a red, y tener unos costes unitarios de mercado,

costes unitarios que no por fuerza se tienen que corresponder con los utilizados en los baremos de las

distribuidoras (con precios unitarios elevados y no siempre de mercado), evitando de esta forma una forma de

retribución indirecta mas de las distribuidoras.

La realización de los trabajos de conexión a red, también pueden realizarse a precios de mercado, si dichas

distribuidoras no obligan a utilizar al productor, a aquellas empresas homologadas por ellos, en los que los precios

son los del baremo de la distribuidora, y permiten que empresas del ramo puedan realizar ofertas sobre los trabajos

a realizar dentro del ámbito de la red de la distribuidora.

Todo esto, da a las distribuidoras una aposición de fuerza en las negociaciones de los costes del punto de acceso y

conexión, que es difícil contrarrestar, al no existir un baremo establecido y publicado por las distribuidoras de los

costes normalizados, y además que estos estén a precios de mercado.

4.6 ¿Cómo se puede ver comprometido el desarrollo de la fotovoltaica en España si no

se garantizan los procesos administrativos?

El desarrollo de la energía fotovoltaica, se puede ver comprometido si no se garantizan los procedimientos

administrativos, por acción o por omisión de procedimientos.

Por supuesto, que uno de los temas que facilitarían las tramitaciones administrativas, sería disponer de una

“ventanilla única”, ya que el conjunto de estamentos de las distintas administraciones involucradas en dichas

tramitaciones son muy elevados, con la consiguiente pérdida de tiempo, por no hablar de la duplicidad de petición

de la misma documentación, que en el caso de tener dicha ventanilla única, podría evitarse.

En cuanto a los procedimientos administrativos que garanticen el acceso la red, hay que diferenciar entre conflicto

de acceso y de conexión, La jurisprudencia ha distinguido entre acceso y conexión a los efectos de delimitar las

competencias de la Administración General del Estado y las de las Comunidades Autónomas.

Según el Tribunal Supremo, la competencia de la Administración General del Estado (en la cual se enmarca la

CNE) en materia de acceso se debe al interés propio de esta Administración en lo relativo al tránsito o flujo de

electricidad a través de las redes. Las competencias de las Comunidades Autónomas en materia de conexión se

deben al interés de estas Administraciones en cuanto a la autorización de las instalaciones cuyos elementos y

aprovechamiento se enmarquen en su ámbito territorial. Si el conflicto de conexión versara sobre instalaciones que

afectaran a más de una Comunidad Autónoma o tuvieran un ámbito que superase el territorio de una Comunidad

Autónoma, la competencia para resolver el mismo sería también estatal. Por lo tanto, tal y como se expone

anteriormente, existen acciones legales cuando existen conflictos de acceso o de conexión, y están delimitadas las

competencias de las distintas administraciones públicas en este aspecto.

En cuanto al contrato con el operador de la red (normalmente el distribuidor), dichas compañías distribuidoras de

energía eléctrica, a las cuales se deben conectarse las instalaciones de generación fotovoltaicas para vender su

electricidad al sistema, tienen la obligación legal de colaborar con este proceso:

Admitiendo la entrada en la red de esta energía en un punto accesible.

Verificando la corrección técnica del suministro y de los mecanismos de lectura.

En el proceso de venta de energía del productor, ya interviene la comercializadora o un agente independiente de

mercado.

En cuanto a los procesos de licencia de construcción, su no concesión argumentada, también es recurrible ante la

Administración.

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5 BARRERAS Y SOLUCINES PROPUESTAS.

Barrera Nombre Autoridad Base jurídica Propuestas, soluciones

1 Registro de

Preasignación

de Retribución

(RPR)

Ministerio de

Industria, Tu-

rismo y Comer-

cio

Real Decreto

1578/2008

No existencia del RPR, con objetivos

indicativos y tarifa flexible.

No entrada en RPR para las instalaciones

más pequeñas, con paridad de red

2 Procedimientos

Administrativos

Ministerio de

Industria

Comunidades

Autónomas

Ayuntamientos

Ley 54/1997

Real Decreto

1578/2008

Normativas de

las CCAA y de la

Administración

Local

Mejoras significativas jurídico-administrativas

para la conexión a la red de instalaciones

fotovoltaicas en baja tensión de potencia

nominal menor o igual a 20 kW.

Mejoras jurídico-administrativas para la

conexión de instalaciones fotovoltaicas

situadas dentro de una red eléctrica interior

de un consumidor, que le permitiría

conectarse a la red de baja tensión interna,

en lugar de la red de media tensión de la

distribuidora, siempre que la potencia

nominal de la instalación fotovoltaica sea

también menor o igual a 10 kW.

Mejoras jurídico-administrativas, eliminando

la necesidad de obtener autorización admi-

nistrativa para todas las instalaciones foto-

voltaicas conectadas a baja tensión con una

potencia nominal menor o igual a 100 kW,

en todas las CCAA.

3 Pago de permi-

sos

Ministerio de

Industria

Comunidades

Autónomas

Ayuntamientos

Ley 54/1997,

Real Decreto

1578/2008

Normativas de

las CCAA y de la

Administración

Local

La abolición del pago no parece viable, de-

biéndose acudir a exenciones parciales o

totales de las mismas.

4 Problemas de

conexión a la

red

Ministerio de

Industria

Ley 54/1997,

Real Decreto

1578/2008

Real Decreto

1663/2000

Aplicación de un Nuevo RD de Acceso y

Conexión a red, que permita el aprovecha-

miento del 100% de la capacidad de la red.

5 Costes de co-

nexión a la red

Ministerio de

Industria

Ley 54/1997,

Real Decreto

1578/2008

Real Decreto

1663/2000

Eliminar los costes de estudio de la

conexión.

Utilizar costes reales o de un baremo con-

sensuado, para los trabajos de conexión a

red, entre los productores y las distribuido-

ras/transportistas.

23 / 32

6 ANEXO I: EL PROYECTO PV LEGAL, OBJETIVO Y METODOLOGÍA.

El objetivo de PV LEGAL

El principal objetivo del proyecto PV LEGAL es superar las barreras administrativas durante los procesos de

planificación e instalación de los sistemas fotovoltaicos y mejorar las condiciones de contorno de la fotovoltaica en

Europa para permitir un desarrollo más rápido y eficiente del mercado.

Existen muchos casos en Europa que la planificación y la conexión a la red de una planta de energía solar puede

llevar varios años en Europa.

La razón de este retraso son a menudo el exceso de requisitos burocráticos. El proyecto PV LEGAL quiere reducir

las barreras administrativas en los diferentes mercados en Europa y así acortar el tiempo de desarrollo de

proyectos de energía fotovoltaica.

PV LEGAL es un proyecto financiado por la Comisión Europea como parte de la "Energía Inteligente para Europa".

El proyecto europeo "PV LEGAL" participan doce asociaciones de la industria fotovoltaica, en el que ASIF es uno

de los participantes, la Asociación Europea PV EPIA y la consultora eclareon GmbH están involucrados. El

proyecto es coordinado por el BSW-Solar.

Base de datos de PV LEGAL

En la primera fase del proyecto, cada país, ha realizado una investigación mediante encuestas sobre los procedi-

mientos administrativos necesarios para tres segmentos principales del mercado: a) Instalaciones fotovoltaicas de

pequeña escala sobre edificios residenciales; b) Instalaciones fotovoltaicas de pequeña a mediana escala sobre

edificios comerciales, y c) Instalaciones fotovoltaicas de media a gran escala construidas en sobre suelo. Para cada

segmento se han identificado y descrito al detalle informaciones y datos sobre duración, tiempos de espera y costes

legales-administrativos de los distintos procesos necesarios.

La base de datos de PV LEGAL, es una herramienta muy completa que proporciona una gran cantidad de informa-

ción para los tres segmentos de la pequeña sistemas fotovoltaicos para uso residencial, los sistemas fotovoltaicos

de tamaño medio en edificios comerciales y abrir plantas fotovoltaicas espacio.

El acceso libre a la base de datos, se puede realizar en: http://www.pvlegal.eu/database.html.

Metodología

La creación de la base de datos de PV LEGAL se ha llevado a cabo en dos etapas: Primeramente se realizó un análisis exhaustivo del marco jurídico y administrativo. En esta primera etapa, se reco-gió información acerca de todos los pasos que se deben realizar para el diseño e implementación de un sistema fotovoltaico. Los segmentos de mercado, desarrollo de proyectos, las barreras y los recursos han sido investigados por ASIF.

La segunda fase se basó en la realización de varias encuestas a empresas asociadas a ASIF. Las encuestas se

basaron sobre los procedimientos administrativos necesarios para los tres segmentos principales del mercado, cita-

dos anteriormente. Para cada segmento se identificaron y describieron al detalle informaciones y datos sobre dura-

ción, tiempos de espera y costes legales-administrativos de los distintos procesos necesarios.

Para obtener más información, visite la página del proyecto de PV LEGAL

(http://www.pvlegal.eu/presentation/project-methodology.html).

La estratégia de PV-LEGAL

Como paso siguiente, los Socios del proyecto propondrán recomendaciones concretas de mejora a los responsa-bles políticos y a las compañías eléctricas en los principales mercados fotovoltaicos europeos a través de informes de asesoramiento, así como en foros nacionales (conferencias) y talleres ad-hoc.

Las empresas y agentes de la industria discutirán los Informes en ocho conferencias organizadas en cada uno de los países participantes (Foros nacionales) y actualizarán o corregirán los Informes si es necesario.

http://www.pvlegal.eu/database.html

http://www.pvlegal.eu/presentation/project-methodology.html

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Otros pasos del proyecto

Los informes se presentan a la industria en la Conferencia: “La fotovoltaica en España: Análisis del Mercado y

Barreras” en los demás países participantes, se presentaran igualmente en eventos paralelos que tendrán lugar en

los distintos países participantes. El resultado de estas conferencias servirá para ultimar los detalles finales del

documento que se entregue a las autoridades.

En la etapa final, los Informes finales se presentan directamente a la autoridades con poder de decisión legislativo,

y personas relevantes de las distribuidoras de electricidad a nivel estatal y autonómico en Jornadas de Trabajo

estatales y autonómicas.

Resultados del proyecto

Todos los resultados del proyecto están disponibles en la página Web, www.pvlegal.eu .

http://www.pvlegal.eu/

25 / 32

7 ANNEX II: SEGMENTOS DEL MERCADO FOTOVOLTAICO EN ESPAÑA.

7.1 Tipología de las instalaciones

Existen varios Tipos de instalaciones según el Real Decreto 1578/2008:

TIPO I

Cubiertas o fachadas de construcciones fijas, cerradas, hechas de materiales resistentes, dedicadas

a usos residencial, de servicios, comercial o industrial, incluidas las de carácter agropecuario.

Instalaciones ubicadas sobre estructuras fijas de soporte que tenga por objeto un uso de cubierta de aparcamiento

o de sombreamiento y que se encuentren ubicadas en una parcela con referencia

catastral urbana.

Dos subgrupos:

hasta 20 KW (Tipo I.1)

superior a 20 KW (Tipo I.2)

TIPO II

Instalaciones no incluidas en el tipo anterior.

Instalaciones en “suelo”

Cupo de potencia Anual, al inicio del año 2009:

Suelo 133 MW (Potencia base). Cupo extraordinario: 100MW 2009 y 60 MW 2010.

Cubierta 267 MW (Potencia base):

10% Subtipo I.1 (26.7 MW)

90% Subtipo I.2 (240’3 MW)

Potencias para años sucesivos:

Se calculará tomando como referencia las potencias base de las convocatorias correspondientes al año anterior

incrementándose o reduciéndose en la misma tasa porcentual acumulada que se reduzca o incremente,

respectivamente, la retribución correspondiente a las convocatorias celebradas durante el año anterior. ( + - 10%

como variable máxima según art.11,2 o según determine plan Energías Renovables 2011-2020).

Mecanismos de traspasos de potencia ( Anexo IV):

Cuando no se cubra parte del cupo de uno solo de los dos tipos se pasará a la siguiente convocatoria pero al otro

tipo.

Cuando no se cubra parte de los cupos en los dos tipos se pasará a la siguiente convocatoria en cada tipo

respectivo.

Cuatro convocatorias anuales.

Las dos primeras:

1er. Trimestre 2009: 15/10 a 15/11 de 2008.Resultado antes del 16/01/2009.

2º. Trimestre 2009: 16/11/2008 y 31/01/2009. Resultado antes de 1/04/2009.

Siguientes trimestres anuales:

1er.Trimestre: 1/08 y 31/10 año anterior. Resultado antes 1/01

2º. Trimestre: 1/11 y 31/01. Resultado antes 1/04

26 / 32

3er. Trimestre: 1/02/ y 31/04. Resultado antes 1/07

4º. Trimestre: 1/05 y 31/07, Resultado antes 1/10

Cualquier día del año se puede realizar la solicitud, basta con estar pendiente de a qué convocatoria corresponde y

su resultado.

Para el estudio de instalaciones dentro del Proyecto del PV LEGAL, se han subdividido algunos de los Tipos o

Subtipos, para poder establecer diferencias significativas entre ellos.

Estos Tipos y Subtipos, son los siguientes:

7.1.1 El segmento A: instalaciones a pequeña escala en los edificios residenciales

Sub-segmento 1 (Tipo I.1 segmento A): instalaciones fotovoltaicas ubicadas en techos o fachadas de los edificios

fijas, cerradas, hechas de materiales resistentes, dedicadas a usos residencial, de servicios, comerciales o

industriales, incluidas las de carácter agropecuario o que se encuentran en estructuras fijas emplazadas en una

parcela con referencia catastral urbana, menores de 10 kW (sólo necesita una memoria en lugar de un proyecto

técnico visado).

Sub-sector 2 (Sector Tipo I.1. B): instalaciones de energía fotovoltaica se ubicadas en tejados o fachadas de

edificios fijas, cerradas, hechas de materiales resistentes, dedicadas a usos residencial, de servicios, comerciales o

industriales, incluidas las de carácter agropecuario o que se encuentran en estructuras fijas ubicadas en una

parcela con referencia catastral urbana, con proyectos de más de 10 kW y menores o igual a 20 kW (necesidad de

proyecto visado).

7.1.2 El segmento B: pequeñas y medianas instalaciones en edificios comerciales

Sub-Segmento Tipo I.2 a): instalaciones fotovoltaicas están situadas en techos o fachadas de los edificios fijos,

cerrados, hechos de materiales resistentes, dedicadas a usos residencial, servicios, comercial o industrial,

incluidas las de carácter agropecuario, o que se encuentran en estructuras fijas emplazadas en una parcela de

referencia catastral urbana y conectadas en baja tensión (por lo general no necesitan autorización administrativa),

con potencias entre 20 y 100 kW.

Sub-Segmento Tipo I.2 b: instalaciones fotovoltaicas están situadas en techos o fachadas de los edificios fijos,

cerrados, hechos de materiales resistentes, dedicadas a usos residencial, servicios, comercial o industrial, incluidas

las de carácter agropecuario, o se encuentran en estructuras fijas ubicada en una parcela de referencia catastral

urbana y conectadas en alta tensión (se requiere autorización administrativa), con potencias entre 20 y 100 kW.

Sub-Segmento Tipo I.2 c: la definición es la misma que las anteriores, con potencias mayores de 100 kW y hasta 2

MW.

Sub-Segmento Tipo I.2 d: la definición es la misma que las c) anterior, con potencias superiores a 2 MW e inferiores

o iguales a 10 MW, con la restricción de que el consumo asociado a la instalación de generación es durante el 95%

de las horas del año, superior a la generación de la instalación. La pre-inscripción solo se pueden pedir en

cantidades de 2 MW en cada cupo, en las sucesivas convocatorias se puede llegar a completar la potencia total de

la instalación.

27 / 32

7.1.3 El Segmento C: Instalaciones de media a gran escala, instaladas en el suelo

Sub-segmento 1 (Segmento de tipo II): No Instalaciones incluidas en el tipo I, generalmente en el suelo, con

potencia de hasta 10 MW.

7.2 Pasos necesarios para realizar una instalación fotovoltaica en España.

7.2.1 Segmento A

TRAMITACIONES DE LAS INSTALACIONES FOTOVOLTAICAS

Las fases y tramitaciones necesarias para la realización de una instalación fotovoltaica en España, son las

siguientes:

1. Localización de terrenos y punto de acceso (1.1)

2. Obtención de terrenos (1.1)

3. Aval (1.3)

4. Punto de Acceso y punto de conexión (1.4)

5. Condición de Régimen Especial (1.2)

6. Solicitud de información a Medio Ambiente (1.3)

7. Realización del Proyecto o de la Memoria (1.6)

PV LEGAL Research Review

1.1 SITE

SELECTION

1.2 ELECTRICITY

PRODUCTION

LICENSE

1.3

ADMINISTRATIVE

PROCESS

1.6 PV SYSTEM

CONSTRUCTION

1.6 PV SYSTEM

CONSTRUCTION

1.7 GRID

CONNECTION &

OPERATION

1.4 GRID

CONNECTION

PERMIT

1.5 SUPPORT

SCHEME

1.9 FINANCING1.10 CORPORATE

LEGAL-FISCAL

1.8 DISMANTLING

28 / 32

8. Listado de posibles afectados (1.3)

9. Solicitud de Autorización Administrativa y Aprobación del Proyecto. (1.3)

10. Permisos Medioambientales, Urbanísticos, del Patrimonio Cultural, etc. (1.3)

11. Alta en el Impuesto de Actividades Económicas (1.3)

12. Calificación urbanística (1.3)

13. Licencia de Obras/Urbanística (1.3)

14. Licencia de Actividad. (1.3)

15. Solicitud de inclusión en el régimen especial. (1.2)

16. Contrato (técnico/tipo) con la compañía distribuidora. (1.7)

17. Ingeniería de detalle BT/MT (1.6)

18. Inscripción, con carácter previo, de los proyectos de instalación o instalaciones en el Registro de preasignación

de retribución (1.5)

19. Ejecución de las obras (1.6)

20. Acta de puesta en servicio provisional para pruebas de la instalación. (1.7)

21. Trámites con la Compañía Distribuidora (1.7)

22. Inscripción previa en el registro de instalaciones de régimen especial. (1.5)

23. Certificado emitido por el encargado de la lectura (1.7)

24. Conexión a la red eléctrica (1.7)

25. Acta de puesta en servicio de la instalación (1.7)

26. Solicitud del Código de Actividad y Establecimiento C.A.E. (Impuesto especial de electricidad) (1.6)

27. Cambio de Titularidad (1.3)

28. Inscripción definitiva en Registro de Instalaciones de Régimen Especial. (1.5)

29. Facturación a tarifa FV (1.2)

30. Devolución del Aval (1.3)

29 / 32

7.2.2 Segmento B

Las fases y tramitaciones necesarias para la realización de una instalación fotovoltaica en España, son las ya

reseñadas en el segmento A.


1.1 SITE

SELECTION

1.2 ELECTRICITY

PRODUCTION

LICENSE

1.3

ADMINISTRATIVE

PROCESS

1.6 PV SYSTEM

CONSTRUCTION

1.6 PV SYSTEM

CONSTRUCTION

1.7 GRID

CONNECTION &

OPERATION

1.4 GRID

CONNECTION

PERMIT

1.5 SUPPORT

SCHEME


LEGAL-FISCAL

1.8 DISMANTLING

30 / 32

7.2.3 Segmento C

Las fases y tramitaciones necesarias para la realización de una instalación fotovoltaica en España, son las ya

reseñadas en el segmento A.


1.1 SITE

SELECTION

1.2 ELECTRICITY

PRODUCTION

LICENSE

1.3

ADMINISTRATIVE

PROCESS

1.6 PV SYSTEM

CONSTRUCTION

1.6 PV SYSTEM

CONSTRUCTION

1.7 GRID

CONNECTION &

OPERATION

1.4 GRID

CONNECTION

PERMIT

1.5 SUPPORT

SCHEME


LEGAL-FISCAL

1.8 DISMANTLING

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32 / 32

Reduction of Bureaucratic Barriers for Successful PV Deployment in the EU

[email protected] • www.pvlegal.eu

barreras de la industria fotovoltaica espaÑola,...

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