Ahora mismo hay más de veinte gigavatios [20 GW] de proyectos eólicos con Declaración de Impacto Ambiental [DIA] aprobada, once de los cuales deben obtener la Autorización Administrativa de Construcción [AAC] antes de julio. ¿Cuántos gigas va a instalar el sector en 2024, 2025, 2026?
Entre los que superen el trámite de la Autorización Administrativa de Construcción, y los aproximadamente 5 GW que tenemos ya con la AAC, pues podemos tranquilamente superar los 10 GW a construir, distribuidos en los próximos 4 años. Otra cosa es la financiación tras la aprobación de los permisos.
Mucho gigavatio, ¿no?
Sí. Por eso hace falta que, además de que haya capacidad de fabricación y de que la cadena de suministro esté engrasada… hace falta, digo, que se den las condiciones adecuadas tanto en el escenario de mercado como en el escenario de demanda eléctrica. Hay que electrificar más rápido. El Gobierno acaba de aprobar una norma, el Real Decreto-ley 8, que no solo amplía (en seis meses) el plazo para obtener la AAC, sino que también amplía el plazo en lo que se refiere a la Autorización Administrativa de Explotación. En este caso, hasta tres años, hasta 2028.
Ello permite que se distribuya más la puesta en marcha; permite que cada promotor pueda elegir, en ese plazo, de aquí a 2028, cuándo tener listo el parque; permite que las decisiones de inversión puedan irse adaptando más o menos a la evolución del mercado, a la evolución de la demanda; y permite que la cadena de suministro sufra menos.
No obstante, hay aspectos que nos gustaría perfeccionar, como, por ejemplo, que los proyectos involucrados en paralizaciones cautelares no se vean afectados, y que entendemos que se pueden solucionar en la fase de tramitación como Proyecto de Ley. En todo caso hay mucha inercia. Y somos optimistas: todavía queda mucho hueco para la eólica en los próximos años, en el corto plazo.
En todo esto, ¿qué papel tienen las subastas?
La subasta es un mecanismo de cobertura para la financiación. Las subastas no te dicen nada más que: “te doy un marco retributivo que te va a permitir financiar mejor tu parque”. En vez de tener un PPA [el promotor consigue un cliente con el que firma un contrato a largo plazo para la venta de la electricidad que produzca su parque]… o en vez de ir directamente a mercado, porque tienes capacidad y capital… pues te vas a una subasta [de la que saldrá un precio concreto al que se pagará la electricidad que produzca el parque] y así puedes acudir al banco y conseguir la financiación.
Entonces, habrá actores que ejecutarán los proyectos porque tienen músculo financiero, y quieran ser ágiles y estar en el año 26. Habrá otros que tengan recursos y prefieran esperar un poco más y estar en el 27, ó en el 28. Habrá actores que apuesten por un PPA como esquema para tomar la decisión de inversión. Y habrá otros que directamente querrán ir al mercado, con alguna cobertura, y consigan la financiación para ello. Habrá proyectos que, aunque tengan una Autorización Administrativa de Construcción [AAC], no se consigan financiar y por tanto no se instalen.
Hay múltiples opciones. La cuestión es que, una vez que tengas la AAC, el riesgo mayoritariamente depende del promotor. Una vez que eliges el semestre para la puesta en marcha del parque, el riesgo es totalmente tuyo, y tienes que buscar la financiación. La subasta es una forma de obtenerla.
¿Y qué va a pasar? ¿Cuál va a ser la vía preferida?
Estamos en un nuevo escenario, un escenario en el que hay que afinar mucho respecto a cómo se puede financiar uno, o respecto a cuándo debe tomar la decisión de comprometerse a tener el parque. Y también hay que valorar muy bien qué demanda eléctrica vamos a tener... Porque sin crecimiento de la demanda será muy complicado seguir aumentando generación renovable al ritmo necesario.
¿Cómo van a ser las subastas?
Lo que dice la Comisión Europea, y a lo que se han comprometido las naciones firmantes de la European Wind Charter, como España, es que las subastas deben incluir criterios que, hasta en un 30%, no sean de precio. Ahora mismo no sabemos qué criterios industriales [para la priorización de la industria europea] van a estar presentes en las subastas. No lo sabemos y no lo sabremos hasta pasados unos meses. Quizá a finales de año. Así que estamos en un momento de cierta incertidumbre en ese sentido.
Pero lo más importante es que hay mucha potencia que va a obtener la Autorización Administrativa de Construcción [AAC], potencia que debe poder instalarse en los próximos años para cumplir con el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima 2030 de España [Pniec].
El Pniec fija como objetivo que ese año (2030) haya en España 62 GW operativos de potencia eólica. Y hoy apenas contamos con 30. ¿Dará tiempo en los seis años que quedan?
¿Hay proyectos en desarrollo como para poder cumplir el Pniec a 2030 entre los que tienen la AAC, los que tienen la DIA y los que esperan tenerla? Sí. Sí los hay. En una senda razonable y sobre el papel, sí los hay. ¿Se van a construir todos? No lo sabemos. Depende de cómo vayan evolucionando, año a año, las condiciones de financiación, de cómo evolucione la demanda, de cómo evoluciona la electrificación.
Porque, aunque las decisiones de inversión son siempre a largo plazo, y los activos también están pensados para operar a largo plazo, no es razonable… tener activos renovables instalados ociosos durante un período largo, hasta que una demanda les dé para vivir, ¿no? Entonces, todo ese escenario, que implica una serie de riesgos… todo eso, digo, es lo que cada uno tendrá que gestionar. Y, con la suma de todo ello, veremos si llegamos o no. Nuestro objetivo es llegar, claro, pero habrá que ver si, por el camino, es posible acelerar.
AEE dice que el avance en el despliegue de las redes esprioritario. ¿Por qué?
Vayamos por partes: en lo que se refiere a la generación, hay mucha potencia con el acceso ya garantizado. Todos estos proyectos de los que estamos hablando -los que tienen DIA, los que tienen la AAC, los que están siendo analizados para la obtención de la DIA- tienen acceso. Es decir, que no solo hay suficiente potencia, sino que además hay suficiente capacidad de red como para integrar mucha potencia renovable. Pero es cierto que estos proyectos están distribuyéndose hasta 2028. Para seguir avanzando a partir de esa fecha habría que asignar más capacidad de acceso y que los proyectos puedan comenzar a tramitarse a corto plazo.
Pero es que no solo es cuestión de generación. También estoy hablando de demanda, de consumo. Y, en lo que a eso se refiere, hay que traccionar todos los mecanismos posibles para dinamizar, ordenar, facilitar, el despliegue de las redes de modo que todos los consumidores industriales que están viniendo a España en busca de electricidad limpia y barata, o que planean venir, puedan conectarse lo antes posible.
Porque es que, además, cuanta más liquidez haya en la capacidad de las redes, es decir, en los accesos, menos posibilidad habrá de que haya prácticas especulativas. Eso sí, todo esto, y en todo caso, hay que hacerlo con políticas de eficiencia.
En fin, que hacen falta más redes…
Sí. Más redes, que tengan inteligencia y que tengan una capacidad de adaptación mayor de la que tienen ahora mismo. Uno de los grandes retos de los próximos años es tener un sistema
de infraestructuras eléctricas que piense mucho más en el consumidor y que permita que esa electrificación sea lo más ágil posible. Los consumidores que están viniendo, industriales, centros de procesos de datos… necesitan tener ese acceso lo más rápido posible.
Y lo que están obteniendo por parte de las distribuidoras son unos plazos que, por incapacidad (porque no hay capacidad de ampliar la red), condicionan sus calendarios. Por eso es tan importante dinamizar todo esto. Hasta ahora el desarrollo de la red eléctrica ha tenido un enfoque muy orientado a conectar nueva generación renovable. Había que desarrollar la red (no solo pero sí fundamentalmente) por peticiones de generadores que querían conectarse.
Bueno, pues ahora hay que pensar en cómo hacer que esa red sirva también para que se conecten los consumidores de manera rápida, sin retardos y sin problemas. Eso es lo que necesitamos. Cuanto más consumidor haya conectado, más electricidad habrá y, por tanto, más potencia renovable se podrá absorber.
O sea, que hay mucho giga renovable en camino y mucha industria deseosa de toda esa electricidad limpia que viene. De acuerdo, pues “engrasemos” las redes y asunto resuelto…
Bueno, también hay que tener en cuenta otra variable: la ciudadanía. Hay que lograr que el ciudadano transite hacia la electrificación. Tú puedes tener mucha red, una red que llegue a la generación y a los consumidores industriales, pero hay determinados vectores de consumo, determinados colectivos que son más difusos, que tienen que
virar también hacia la electrificación. Las políticas de impulso a la electrificación son la clave para esta legislatura.
La clave está en cómo conseguimos cambiar el comportamiento del ciudadano para que se electrifique. Y esa es una tarea complicada, porque está muy condicionada por el factor humano. No es un tema técnico ni económico. Tienes que cambiar comportamientos humanos, y eso suele ser más lento que cambiar comportamientos empresariales.
El Pniec tiene unos vectores de avance muy importantes: vehículo eléctrico, calefacción, interconexión con Francia. Si esos tres vectores no avanzan tal y como plantea ese documento, esa demanda eléctrica, que va a ser la que sustente todo el gran desarrollo renovable que es necesario y que plantea el Pniec… no va a existir. Y, si no existe esa demanda, pues vamos a ver promotores que deciden esperar un poco más o proyectos que se instalan pero están ociosos, y cualquiera de las dos alternativas es mala
¿Despega o no despega la repotenciación?
La repotenciación tiene que venir sí o sí. Y vendrá masivamente... de aquí a tres o cuatro años. La cuestión es que, a día de hoy, lo que tenemos que poner encima de la mesa son condiciones que hagan que repotenciar sea fácil. Y que los riesgos asociados sean mínimos. No tiene mucho sentido que la normativa española no distinga entre un parque nuevo y una repotenciación. Desde Europa ya se indican las condiciones que tienen que cumplirse. Por ejemplo, se tiene que evaluar exclusivamente el impacto ambiental adicional.
Es decir, que no se evalúa como si no hubiera habido nunca un parque allí. Entendemos que hay que trabajar en las metodologías de evaluación, que ahora mismo no están hechas, ni decididas, ni acordadas. Lo entendemos, y en eso tenemos que trabajar. Pero está claro que no tiene mucho sentido que se le exijan los mismos trámites. Otra cosa: tenemos que trabajar también en que los plazos sean mucho más cortos. En algunos sitios, en Europa, se tramita en seis meses.
Pero, vamos, que la repotenciación será. Y será masiva. Y tiene que ser masiva. Porque… si no lo es, no llegamos al Pniec. Es más: no llegaremos ni a mantener la capacidad de producción que tenemos ahora. Y estamos hablando ahora mismo de 9 gigavatios de proyectos que ya tienen 20 años, o de 15 gigas que los van a tener dentro de nada. Y esos proyectos no se pueden perder, tienen que repotenciarse sí o sí.
Y la última: ¿cómo valora AEE el proyecto de Real Decreto sobre eólica marina que acaba de abrir a consulta pública el Gobierno?
2024 es el año del despegue de la eólica marina en España. La eólica marina flotante es una oportunidad de país, por la creación de nuevos empleos y por las sinergias con otras actividades industriales, como la naval o la portuaria, entre otras. Tenemos un objetivo que cumplir, alcanzar los 3 GW de eólica marina en 2030, y la cadena de valor está deseando hacer despegar los proyectos.
El anuncio del marco normativo nos anima a pensar que en 2024 podemos contar con el anuncio oficial de la primera subasta, lo que supondrá el pistoletazo de salida. Los actores eólicos, que han venido apostando por posicionarse en el mercado offshore en nuestro país y que han movilizado ya parte de sus inversiones en estudios y desarrollos, están preparados para pisar el acelerador.
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