Energía: en espera del almacenamiento y más electrificación
El sector pide el desarrollo del mercado de flexibilidad y firmeza ante un mix renovable
Como en una montaña rusa: primero, por las nubes, y después, por los suelos, hasta llegar incluso a valores negativos. Los precios del mercado eléctrico mayorista han puesto contra las cuerdas a consumidores e industrias, cuando se situaron en una cima sin precedentes, como sucedió a mediados de 2021 y que se agudizó en 2022 con la invasión rusa a Ucrania, y a empresas e inversores, ahora que se instalan en el valle.
La reforma europea, propuesta en marzo de 2023, acordada provisionalmente en diciembre de dicho año en los trílogos entre el Consejo y el Parlamento Europeo y pendiente de su aprobación formal, quedó inalterada en una cuestión: la revisión del sistema de precios marginales para adaptarse a un mix energético cada vez más renovable. Una medida abanderada en su día por España.
Pero debates aparte en contra o a favor de este mecanismo, lo que ha quedado claro es que incluso ahora, cuando los precios se han desplomado, llegando a cotizar algunos días a cero, persisten los desequilibrios. Es decir, el mercado eléctrico no termina de acoplarse a la transformación de un parque de generación que pasa del dominio de los combustibles fósiles al reinado de la eólica, la solar o la hidroeléctrica –el 44% de la electricidad en Europa se generó en 2023 a partir de estas fuentes, según Ember–, con los cambios que implica.
Ante este nuevo escenario y debido a las modificaciones que introdujo la reforma europea –defensa del mercado marginalista, promoción de los mercados a plazo y la convivencia de los PPA (acuerdos bilaterales) con los CFD (contratos por diferencia), entre otras–, la pregunta que surge es si es necesario revisar la ley del sector eléctrico español. No, responde al unísono un grupo de expertos en un informe reciente publicado por la Fundación Naturgy y elaborado por la consultora EY. Pero advierten a continuación de que “hay que valorar la posibilidad de acometer ciertos cambios normativos de rango inferior que permitan incluir los aspectos recogidos por la reforma, en línea con la evolución del mercado y el avance de las diferentes tecnologías del mix de generación”. En concreto, para la inclusión del almacenamiento, la demanda, los mecanismos de capacidad o los hubs virtuales regionales, etc.
“Nos hemos centrado en la oferta, estamos incorporando 7 GW anuales de fotovoltaica, y nos hemos olvidado de actuar en la demanda, en la electrificación de la industria, el transporte y la edificación”, critica José María González Moya, director general de APPA Renovables. Una de las razones que, a su juicio, explica “la preocupante situación” de precios cero y negativos en el país. “Lo que hemos vivido en el arranque de año, con un invierno y una primavera con alto recurso hidráulico, ha provocado esta coyuntura. Sin embargo, lo que ven las empresas e inversores es que la demanda se está contrayendo mientras la oferta crece; es un desequilibrio estructural”, sostiene.
Antonio Delgado Rigal, CEO de AleaSoft Energy Forecasting, pone cifras a dicha distorsión. “La caída de los costes de instalación ha hecho que, desde 2019, la potencia instalada eólica haya crecido más de un 30% y la de fotovoltaica, más de un 450%. Mientras que el consumo no ha dejado de bajar desde esa fecha: un 5% en 2020, en 2021 se recuperó (2,4%), pero en 2022 y 2023 volvió a desplomarse un 2,9% y un 2,5%, respectivamente”. Y alerta de que llevará tiempo su corrección: “En los próximos dos o tres años es posible que se repitan estos episodios durante la primavera”.
Menor apetito de luz
La demanda de energía se desploma y se desacopla del alza del PIB. En 2023 cayó un 2,5%. Se fía al coche eléctrico o a las bombas de calor el cambio de tendencia.
La solar, de momento, es la primera víctima que se cobra este nuevo escenario. De hecho, González Moya apunta que ya hay muchas instalaciones en quiebra técnica. Holaluz, EiDF, SolarProfit y Soltec son algunas de las firmas afectadas. José Donoso, director general de la Unión Española Fotovoltaica (Unef), arguye que es una situación coyuntural y que los mercados a futuro marcan para el tercer y cuarto trimestre cotizaciones por encima de los 70 euros el MWh –en verano sube el consumo por el calor–. Si bien señala que el mayor impacto es en autoconsumo por el fin de las ayudas y de un recibo de luz caro, desde abril comienzan a sufrir también las grandes plantas sin retribución regulada, según se ha conocido públicamente.
Donoso avisa de que, si no se toman medidas, esto es, más electrificación, la problemática seguirá y desincentivará la inversión. “Hay que buscar más flexibilidad en la demanda con el almacenamiento; es clave. Y pasar de una planificación estática de las redes a otra múltiple”, apostilla. Todo esto pendiente de decisiones regulatorias, que hay que acelerar, insiste. Además, asegura que se puede perder la oportunidad de que la industria de datos se asiente en el país.
Para Pedro Linares, director de la Cátedra de Energía y Sostenibilidad de la Universidad Pontificia Comillas, más allá de la incertidumbre geopolítica y económica, hacen falta políticas. “Que empiece a haber almacenamiento, crear el marco regulatorio, y más mercados de largo plazo que permitan a los inversores suscribir contratos por periodos prolongados”. Linares cree que el mercado mayorista de corto plazo, el existente en muchos países europeos, no debería ser el único. “Cuando uno funciona con una energía no despachable como las renovables, que no se puede almacenar y que su coste de producción es casi insignificante, lo normal es que los precios se pongan a cero”, aclara. La idea es que el mercado de corto se quede como uno de despacho, de ajuste, y el de largo sirva para recuperar las inversiones.
Delgado Rigal recuerda que la transición implica avanzar en un conjunto de vectores en paralelo, si no, hay desajustes como los actuales. “Además de la demanda y las renovables, están el hidrógeno verde, la ampliación de las redes de transporte y distribución de electricidad, las baterías, las interconexiones internacionales y las redes inteligentes”.
Desde la Asociación de Empresas de Energía Eléctrica (Aelec) reclaman completar el desarrollo de los contratos y coberturas a largo plazo, como los PPA y los CFD. Y la integración de las baterías y las centrales hidráulicas de bombeo, pendientes de un marco de retribución económica y fiscal y de una tramitación administrativa específica. “Defendemos además una reforma fiscal acorde con los objetivos de descarbonización”.
Y aunque la geopolítica juega a favor de las renovables, a los expertos les preocupa la lenta reindustrialización europea frente a EE UU y China y la imposición de barreras a las importaciones. Coherencia es la petición a Bruselas que más repiten.
Los desafíos para no dejar a nadie atrás
Otro de los retos de la transición es la reconversión económica de los territorios más afectados por el fin de la quema de combustibles fósiles. Entre 2021 y 2027, España recibirá 869 millones de euros del Fondo de Transición Justa, según datos de la Comisión Europea. Asturias (262 millones) y Castilla y León (197 millones) son las comunidades más beneficiadas.
Las grandes eléctricas también participan. Iberdrola, con su Plataforma de Innovación de Lada y Velilla; Endesa, a través de sus planes Futur-e, y la portuguesa con EDP Energía Solidaria. Pedro Linares, de la Universidad de Comillas, opina que las actuaciones deben ir más allá del carbón. “Va de cómo se transforma la industria del crudo y las intensivas en energía; del acceso al coche eléctrico o al capital para la rehabilitación de viviendas; no se está trabajando en todos”.
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