Las incógnitas sobre la demanda amenazan con un frenazo en las inversiones renovables

Los fantasmas del pasado amenazan con un nuevo frenazo renovable en pleno 'boom' de la energía solar en España. Los primeros directivos de las grandes eléctricas españolas (Endesa, Iberdrola y Naturgy) salieron a finales de julio casi al unísono a advertir sobre una posible relajación en la inversión en plantas eólicas y fotovoltaicas y a cuestionar la “ambición” que plantea la nueva hoja de ruta del Gobierno –el denominado Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC)-- que aspira a generar el 81% de la electricidad con renovables en siete años. La amenaza es real, la comparten también las asociaciones renovables, pero su materialización dependerá de si se combate o no a tiempo.

"No son cantidades realistas si tenemos en cuenta las estadísticas históricas, además de las dificultades técnicas en integrar la nueva capacidad en un periodo de tiempo tan pequeño", decía el consejero delegado de Endesa, José Bogas, sobre la actualización del PNIEC en la presentación de los resultados del tercer trimestre de la empresa. El principal síntoma de fatiga del furor renovable es que su ritmo de crecimiento no se acompaña de un aumento proporcional de la demanda eléctrica al no haberse producido un cambio relevante en el uso de los coches de combustión a coches eléctricos, de calefacciones con gas a bomba de calor o de descarbonización industrial.

Y lleva al sector al clásico temor de que la oferta supere a la demanda: "Hay que analizar en detalle de qué manera crecerá la demanda y qué medidas podemos implantar para que la oferta encaje con la demanda. Sin demanda no se construirán renovables", advertía al día siguiente el presidente de Iberdrola, Ignacio Sánchez-Galán. 

Diagnóstico

La clave está, sobre todo, en un fecha: 2025. En la actualidad hay unos 50 GW en tramitación que deben estar instalados en dos años y los planes del Gobierno pasan por materializar la mayoría de esos proyectos, según se desprende de la actualización del PNIEC que prevé una potencia renovable incremental de 42GW. Esa hoja de ruta establece una demanda para entonces 267.000 GWh (en una redacción anterior eran 275.000 GWh), pero en el último año, la demanda eléctrica ha decrecido un 6%, al calor del plan de ahorro del Gobierno, los problemas de competitividad de la industria y la entrada del autoconsumo, hasta un nivel inferior de 243.000 GWh en el año móvil agosto de 2022-julio de 2023.

Esto significa en la práctica que mucha energía de la que generen las nuevas plantas correría el riesgo de quedarse sin comprador y con ese peligro potencial pocos bancos se atreverán a prestar su dinero a los promotores para financiar la construcción de parques. En este punto, la principal demanda del sector al Gobierno es extender esa fecha límite de 2025 más allá. “Hay mucha generación con inercia, que se está tramitando y debe cumplir los hitos administrativos. En enero tiene que tener la autorización de construcción y en ese momento el promotor debe decidir. Si tiene capacidad económica para construir, deberá decidir qué hacer; si tiene que ir a pedir financiación, los bancos analizarán el escenario del activo y si no coincide la oferta con la demanda es difícil que lo financien”, explica el director general de la patronal eólica AEE, Juan Virgilio.

Además, añade Virgilio, esta concentración de proyectos tiene como consecuencia una escasez de materiales, que pueden incrementar "y mucho" el coste de unos proyectos que están muy por encima de sus precios de hace unos años, pero también una “incremental” oposición social que hace tambalear los planes. En los últimos días incluso con la judicialización de los permisos, que amenaza con dejar los proyectos parados.

Retos

Las incógnitas sobre la demanda, los materiales y la creciente oposición social no son los únicos obstáculos. El presidente de Naturgy, Francisco Reynés, afirmaba que la compañía apostaría por la eólica en detrimento de la fotovoltaica en su nuevo plan estratégico a 2025. El motivo recae en la reciente depresión de los precios de la energía solar, llegando a cifras casi cero en las horas centrales del día reduciendo, así, la capacidad de amortización de la instalación y la visibilidad sobre su rentabilidad. “Hasta que se desarrollen soluciones como las baterías que permitan almacenar la energía generada y no consumida, el mercado eléctrico debe cambiar su funcionamiento para corregir estos vertidos energéticos y fomentar una rentabilidad razonable para los activos”, exponen fuentes del sector.

Pero no solo se producen esos 'vertidos' económicos en aquellos momentos donde hay más oferta que demanda (algo que ahora ocurre los fines de semana o en épocas festivas como la Semana Santa), la fotovoltaica tiene otro problema: la red. Su rápido crecimiento, que lleva a cumplir ya los objetivos de 2025 del vigente plan de energía –del 2017 al 2023 se ha pasado de 4GW instalados a más de 20 GW, en la nueva actualización del PNIEC elevan el objetivo hasta un total de más de 50GW--, es también una contrapartida al no haberse acompasado de una adaptación de la red eléctrica. Es decir, en algunos puntos de la red se generan vertidos –electricidad que se pierde--. Sería el equivalente a una carretera en la que hay un exceso de coches. Para evitar que algunos vehículos se queden en las cunetas hay que ampliar las vías. Y lo mismo con las redes.

Remedio

Pero hay quien observa esta situación como una oportunidad. Es el caso del director general de la asociación fotovoltaica (UNEF), José Donoso, que prefiere darle la vuelta a la tortilla para advertir que “la cuestión no es que no se hagan las inversiones sino qué hay que hacer para que se lleven a cabo”. Primero, propone la ampliación de los plazos de la instalación renovable más allá de 2025. Segundo, una regulación para fomentar el almacenamiento que de una señal de precio “adecuada”. Y tercero, que se organicen subastas “cuanto antes” para que toda esa generación renovable que viene tenga garantizada su retribución --a través de un esquema de Contratos por Diferencias-- y no se vea penalizada por los precios bajos del mercado eléctrico.

Más electrificación para aumentar la demanda –“la sustitución del gas por electricidad lleva mucho retraso”-- y un cambio en la filosofía de planificación de las redes –“la planificación actual es estática porque se dirigía a grandes inversiones pero debe pasar a una planificación más dinámica que se corresponda con el proceso de transición energética con decenas de instalaciones repartidas por el territorio”. “En imposible se convierte algo cuando no haces nada. Cuando te marcas un objetivo no llega solo, hay que tomar medidas para alcanzarlo. A veces se nos olvida para qué hacemos esto. Es por la emergencia climática y la oportunidad económica y lo tenemos que aprovechar”, apremia.  

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