La Comisión Europea (CE), que estima que el consumo de electricidad en la Unión aumentará alrededor de un 60% de aquí a finales de década, ha propuesto un Plan de Acción (European Union Action Plan for Grids) "para garantizar que nuestras redes eléctricas funcionen de manera más eficiente y se desplieguen más lejos y más rápido". Bruselas, que ya ha establecido un "marco jurídico de apoyo para el despliegue de redes eléctricas en toda Europa", estima que ese despliegue va a requerir inversiones por valor de más de medio billón de euros. "Teniendo en cuenta que el 40% de nuestras redes de distribución tienen más de 40 años -explican desde la Comisión- y que la capacidad de transmisión transfronteriza se duplicará de aquí a 2030, se requiere una inversión por valor de 584.000 millones de euros". Nada menos.
Entre las acciones clave que plantea el European Union Action Plan for Grids, destacan cuatro.
(1) Mejorar la planificación a largo plazo de las redes para dar cabida en el sistema energético a una mayor demanda de energías renovables y electrificadas, incluido el hidrógeno, dirigiendo el trabajo de los operadores del sistema, así como de los reguladores nacionales.
(2) Introducir incentivos regulatorios a través de orientación sobre inversiones anticipadas y con visión de futuro y sobre costos compartidos transfronterizos para proyectos extraterritoriales.
(3) Mejorar el acceso a la financiación para proyectos de redes aumentando la visibilidad de las oportunidades para los programas de financiación de la UE, especialmente para redes inteligentes y modernización de redes de distribución.
Y (4), estimular la obtención de permisos más rápidos para el despliegue de redes.
Eso dice Europa. En España, y según fuentes que no quieren ser identificadas, las distribuidoras están pidiendo paso a Red Eléctrica, que es el operador del sistema eléctrico nacional, porque son muchos los demandantes de electricidad que se acercan a ellas para conectarse a la red, conectarse a la altura de la distribuidora (y no en alta tensión, que controla REE). Así que solicitan acceso a la distribuidora, que tiene que llamar a las puertas de REE (que está aguas arriba) y solicitarle la necesaria autorización. Y Red Eléctrica está denegando acceso por motivos técnicos y quizá también por otros (se habla de varios miles de megavatios en negativas).
REE está diciendo "no", quizá (según algunas voces) porque al final las redes las pagamos en la factura y si empezamos a conectar demanda a diestro y siniestro eso puede encarecer el recibo.
El problema es que si queremos descarbonizar la economía y queremos industrializar, no podemos perder demandas industriales que han venido aquí al calor de las renovables (industrias y centros de datos sabedores de que la electricidad solar y eólica made in Spain es barata).
No podemos perder la oportunidad de industrializar el país en clave verde y no podemos o no debemos perder empleo. "El no actuar ahora es perder una oportunidad de oro y, además, nos costará mañana mucho más caro", sostienen ciertas fuentes. El debate está servido.
Hay otros igualmente hondos: debates
Como el relativo a la potencia de generación. El Gobierno identificó en 2020 que había muchos permisos de acceso y conexión concedidos a promotores que habían solicitado esos permisos y que se suponía tenían detrás un proyecto de parque de generación. Pero lo que estaba sucediendo es que los proyectos no se llegaban a ejecutar. Los promotores tenían otorgada esa capacidad (el permiso era por tiempo indefinido), pero no acababan de eclosionar sus presuntos proyectos. Y estaban apareciendo -según los mentideros del sector- ciertos movimientos especulativos, negocios en torno a la compraventa de esos permisos de acceso concedidos.
El Ministerio para la Transición Ecológica decidió entonces, mediante el Real Decreto-ley 23/2020, poner unos hitos para la caducidad de los permisos, tanto para los que ya estaban otorgados como para los nuevos que se pudieran otorgar a partir de ese momento. Y fijó unos plazos para que los proyectos con permisos de acceso y conexión fueran consiguiendo una serie de hitos (autorización administrativa previa, declaración de impacto ambiental favorable, autorización administrativa de construcción) dentro de un plazo máximo de cinco años y hasta conseguir la autorización de explotación o de puesta en servicio de la instalación. Moría así el carácter indefinido del permiso de acceso y conexión.
En el mismo año 2020 el Gobierno se reservó mediante otro decreto la potestad de, en vez de otorgar el acceso y conexión mediante un criterio de prelación (como se había hecho hasta entonces, "el que antes llega antes se lo lleva")... se reservó la potestad -decíamos- en los nudos de más de 100 megavatios de convocar concursos de acceso y conexión en los que pesaran los criterios sociales y ambientales.
¿Problema? Han pasado ya más de tres años y no ha convocado ninguno. Probablemente porque -apuntan algunas voces del sector- no sabe cómo objetivar esos criterios, que pueden acabar resultando muy conflictivos. Y el sector se ha conectado estos años a nudos de menos de 100 MW, pero hay promotores que quieren más.
El Gobierno quizá no tiene prisa porque su objetivo 2030 es tener 160 gigavatios de potencia renovable operativa y, aunque ahora mismo hay poco más de 50, hay hasta 121 gigas con permiso de acceso: 31 GW eólicos, 85 fotovoltaicos y 3,9 híbridos. O sea, que hay más potencia ahí (si la sumamos a los 50 gigas actuales) que la que el Ejecutivo se ha fijado como objetivo 2030 (véase tabla aledaña). En todo caso, volvemos a lo mismo: ¿el no actuar ahora -o el no ser más ambiciosos- nos costará mañana mucho más caro? El debate está servido.
El tercer actor de esta historia es el autoconsumo. Muy distinto a los dos anteriores. Pero también damnificado por el asunto del acceso y conexión.
La historia es tal y como sigue
Ponemos unos paneles solares sobre el tejado de casa. Autoconsumimos la energía que producen. Si nuestro "sistema solar", además de paneles, cuenta con unas baterías, podremos cargarlas cuando no estemos en casa. Y si no tenemos baterías, pues (1) por la noche, cuando no luce el Sol, sacaremos de la red, como siempre hicimos, la electricidad que necesitamos; y (2) por el día, cuando no estemos en casa, la electricidad generada se irá a la red.
Así opera, grosso modo, el autoconsumo, que no es sino una solución de ahorro. Ahorro de emisiones, pues lo que nos trae el Sol no hay que ir a buscarlo a una central de ciclo combinado (de esas que queman gas natural para generar electricidad) y ahorro de energía, energía que si yo no generase tendría que comprarle a los señores de la luz (el autoconsumo es capaz de reducir en un 25, un 30, un 40%, más incluso, nuestra demanda de kilovatios hora; dependerá del tamaño de la instalación y de nuestro perfil de consumo).
Hasta ahí, todo resulta muy evidente. Pero, ¿qué pasa con esa electricidad que, durante el día, cuando no hay nadie en casa, vierte nuestro tejado solar? ¿O qué pasa con la electricidad que, en fin de semana, cuando paran las máquinas de la fábrica, produce la instalación solar fotovoltaica que hay sobre la cubierta de la nave industrial?
Pues bien, para esa electricidad el Gobierno ideó la denominada compensación simplificada de excedentes, que consiste, grosso modo, en que tu comercializadora le pone un precio (diez céntimos por kilovatio hora, por ejemplo) a esa electricidad tuya excedentaria (la que produces pero no consumes y por eso viertes), precio (cantidad de céntimos o euros) que tu comercializadora te restará a final de mes del total de tu factura (si ese mes has vertido 100 kilovatios hora, pues te restarían de la factura mil céntimos, o sea, diez euros).
Todo eso es así... hasta los cien kilovatios de potencia (100 kW)
Si la instalación es de más de 100 kW, y eso es algo muy frecuente en el sector industrial, o comercial, ya no cabe compensación simplificada. ¿Qué opción le queda entonces al autoconsumidor, a la empresa propietaria de la instalación? ¿Qué puede hacer con sus excedentes?
Pues venderlos, para lo cual debe darse de alta como productor. Si el excedente va a ser muy poco relevante, la empresa ni se preocupa de hacer el papeleo (que es considerable) que la autorizaría a vender sus excedentes. Pero, si esos excedentes sí son importantes, el venderlos puede ayudar a amortizar más rápidamente la inversión.
Concretando. Las instalaciones de más de 100 kW que quieren vender sus excedentes (y todas las que se quieren conectar en Alta Tensión) tienen que pedirle "permiso" a la distribuidora para verter. Y las distribuidoras (1) tardan mucho en contestar (la queja es generalizada y afecta a todas las grandes, Endesa, Iberdrola, Naturgy...); y (2) pueden contestar diciéndole al autoconsumidor que su instalación sí tiene posibilidad de acceso y conexión a su red... pero que esa conexión está por ejemplo a tres kilómetros de donde se encuentra la instalación de autoconsumo, lo que deriva en una cierta inversión adicional que... rompe todos los números que el autoconsumidor tenía contemplados.
Así que muchas empresas se olvidan del "verter para vender" y deciden ir directamente al autoconsumo con dispositivo antivertido, porque saben que en las ventanillas de las distribuidoras la atención al cliente a veces... se demora, por decirlo finamente, y porque saben que además cuando llega la respuesta puede venir lastrada con un coste adicional.
"La tramitación con excedentes no acogida a compensación [o sea, la tramitación del verter para vender] es larga y tediosa... Y dependes además de que haya capacidad en tu subestación... No es que no exista el marco legislativo. Es que hay un montón de trabas en la tramitación", nos contaba ya el año pasado una experta del sector.
¿Qué está ocurriendo, pues?
Pues lo que denuncia APPA en su recién publicado II Informe Anual del Autoconsumo Fotovoltaico. "En el caso de los autoconsumos industriales -escribe en el informe Jon Macías, presidente de APPA Autoconsumo-, seguimos desperdiciando electricidad, mucha electricidad renovable, limpia y distribuida. La elección de tramitar una instalación con o sin vertido está condicionada por la burocracia, por las trabas administrativas, y no por la capacidad real de la red de absorber esa generación. No tiene sentido". Los autoconsumidores -denuncia Macías- "sufren el trato de unas compañías distribuidoras que pueden hacer mucho más para facilitar la integración".
APPA ha hecho las cuentas y, en total -concreta-, la generación eléctrica salida de los más de 480.000 tejados y cubiertas solares que ya hay en España podría haber ascendido a 8.903 gigavatios hora, mucho más que lo que ha producido este año 2023 la mayor de las centrales nucleares de España, Cofrentes (Iberdrola), que se ha quedado en los 8.264 gigas hora.
Según la Asociación de Empresas de Energías Renovables, los sistemas antivertido instalados en los autoconsumos industriales (instalados por culpa de "las barreras regulatorias y técnicas actualmente existentes") impiden el aprovechamiento de, concretamente, "1.642 gigavatios hora que, con un precio del mercado eléctrico medio de 87,10 euros por megavatio hora, tendrían un valor estimado de 130 millones de euros".
Según el II Informe Anual del Autoconsumo Fotovoltaico (página 14), "las grandes instalaciones de autoconsumo experimentan barreras regulatorias y técnicas que impiden el vertido, y por tanto el aprovechamiento, de la totalidad de los excedentes". En total -concreta APPA en su informe-, en 2023 se desaprovecharon 1.642 GWh de electricidad, el equivalente al 0,7% de la demanda. La energía aprovechada es el 82% del potencial, siendo desaprovechado el 18% restante: casi 131 millones de euros que estamos malgastando".
Es decir, que el sistema todo está perdiendo electricidad limpia, y que los autoconsumidores están perdiendo muchos millones de euros.
Porque muchas industrias que quieren verter sus excedentes de fines de semana, puentes y vacaciones, le han puesto -como se dijo- un dispositivo antivertido a su instalación solar para "desconectarla" en todas las fiestas de guardar porque son tantas las pegas que se encuentran por el camino que acaban desistiendo de su empeño.
¿Perdedores?
Todos, en realidad. Pierden las empresas, que tardan más en amortizar sus instalaciones de autoconsumo. Ahora mismo el plazo de amortización es muy corto (4, 5, 6, 7 años, depende del caso) y por eso sigue resultando atractivo el autoconsumo industrial, pero está claro que sería más atractivo aún si pudiesen verter y vender esos excedentes.
Pierde la ciudadanía, porque si las empresas ahorran costes en energía, esas empresas acaban ganando competitividad y, si ganan competitividad, pueden ajustar más los precios de sus productos, que acabamos comprando todos (APPA Renovables habla de una producción desperdiciada equivalente a cerca de 400 millones de euros en los últimos cuatro años).
Pierde el medio ambiente, porque kilovatio hora que no producen esas instalaciones solares (kWh limpio) es kilovatio hora que puede acabar saliendo de una central de ciclo combinado (ergo CO2) o de una nuclear (luego residuos de radioactividad milenaria). Y estamos hablando además de potencia distribuida y de bajísimo impacto ambiental, pues la inmensa mayoría de los autoconsumos son sobre cubierta, y los que no lo son, pues están en suelo industrial.
Pierde también el Gobierno, que tiene unos objetivos que cumplir (lograr que el 81% de la electricidad sea renovable en 2030, objetivo que se ha autoimpuesto en el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima)... y objetivo que podría alcanzar antes si las redes fueran como es debido o el Gobierno fuese más exigente con el marco regulatorio o con las distribuidoras.
Y también pierde el sector, que está instalando menos potencia en autoconsumos. Y está ejecutando menos obra por varios motivos, siempre asociados a lo técnico-regulatorio.
En fin, que la clave -de la transición en la que estamos embarcados- está en la red. O en las redes.
