La conjunción de tres hechos: las subastas de 2016 y 2017, que obligaban a conectar las instalaciones el 31 de diciembre de 2019, las operaciones corporativas de venta de esas mismas instalaciones por los grandes inversores nacionales que ganaron las subastas y un modelo de renovables concebido para ganar dinero y dividendos en un sistema centralizado, donde las renovables solo se proyectan para conectar a la red.
De la sobrecapacidad gasista al aluvión renovable
Detrás del récord de 2019 está el capitalismo concesional, utilizado por los grandes inversores nacionales al calor del BOE para especular y vender, principalmente a inversores extranjeros, los activos renovables adjudicados. El mismo proceso que tuvo lugar con las redes de gas y electricidad se ha reproducido con las subastas. El sector renovable pasa a ser propiedad en su mayor parte de inversores extranjeros, como las redes, sin beneficio alguno para los consumidores ni el sistema eléctrico.
Al no diferenciar con claridad las renovables a gran escala de las pequeñas instalaciones, como hacen las directivas europeas, la ambigüedad del PNIEC 2021-2030 se traslada a un mix con mucho gas y más renovables que añade a la sobrecapacidad gasista una futura sobrecapacidad renovable. La falta de un análisis de cobertura de la demanda conduce a un sistema eléctrico caro, especulativo, contaminante y dependiente de las importaciones de gas.
La presentación del borrador del PNIEC hace un año abrió la carrera para solicitar nuevos permisos de conexión. Sin nuevo decreto de acceso y conexión para frenar la “burbuja” especulativa, el aluvión renovable se precipitó. Mientras el PNIEC propone 59 GW más de renovables para 2030, REE ha autorizado proyectos por 102 GW, más otros 100 GW entre solicitudes rechazadas o en tramitación. Los inversores siguen presentando proyectos a REE y el Gobierno anuncia nuevas subastas de renovables.
El sistema eléctrico se encamina hacia la sobrecapacidad renovable
• Si la demanda eléctrica y gasista se mantiene al nivel de hace diez años, con una punta de demanda máxima de 40 GW y una potencia instalada de 161 GW, de los que 110 GW serán renovables en 2030 y si se apuesta por la eficiencia energética en los sectores difusos con el objetivo de reducir sus emisiones un 39%, como pretende el PNIEC, una gran parte de la potencia instalada será innecesaria y ociosa.
• Si el incremento de la participación de las renovables en el sistema rebaja el precio de la energía, como ya está pasando, con más renovables se producirá el “efecto caníbal” que reducirá los ingresos y la rentabilidad de las instalaciones a niveles cercanos a cero; lo contrario de lo que persiguen los inversores con las autorizaciones de REE.
• El borrador actualizado del PNIEC apunta hacia un impulso de la generación distribuida, las comunidades energéticas locales de renovables y el vehículo eléctrico. Todo un cambio de cultura que provocará mayores descensos de la demanda de energía. ¿Qué pasará con las instalaciones renovables a gran escala y con los déficits del sistema eléctrico y gasista por la merma de ingresos?.
Aún no es tarde para cumplir el principio “Primero, la eficiencia energética”
El Reglamento (UE) 2018/1999, sobre la gobernanza de la Unión de la Energía y de la Acción por el Clima, define:
“Primero, la eficiencia energética” como el “principio por el cual en las decisiones de planificación, estrategia e inversión en materia de energía se deben tener plenamente en cuenta medidas alternativas de eficiencia energética, que sean eficientes en costes, y que permitan dotar de mayor eficiencia a la demanda y el suministro de energía”
Este principio ha de guiar los planes nacionales integrados de energía y clima (PNIEC). Antes de autorizar nueva generación será preciso prever si se puede suplir con gestión de la demanda. El borrador actualizado del PNIEC 2021-2030 asume el principio “Primero, la eficiencia energética”, pero ni lo define ni lo aplica en lo que se refiere al mix de generación. Apostar a la vez por mantener la sobrecapacidad gasista actual y por incrementar la generación renovable, sin distinguir que parte será centralizada y qué parte será distribuida, incumple el principio de eficiencia energética y el de descarbonización, creando un problema de sostenibilidad del sistema eléctrico.
El problema se agrava al no fijarse en el PNIEC objetivos de capacidad de energía flexible, como establece el Reglamento (UE) 2018/1999. Tampoco hay objetivos diferenciados de generación distribuida ni objetivos de hidrógeno renovable, mientras los de almacenamiento en baja tensión son insuficientes para abordar el aumento de producción renovable. Se prescinde así de los vectores que absorberían la sobrecapacidad renovable y harían innecesarias las infraestructuras gasistas.
Los grandes inversores no necesitan subastas
Hacer renovables en un contexto de modelo centralizado es invitar a la especulación. El modelo de grandes instalaciones renovables para conectar a la red cada vez será menos rentable, menos sostenible ambientalmente, necesitará el gas como energía de respaldo y no favorecerá la innovación de las baterías de almacenamiento y del hidrógeno renovable.
Según la Directiva (UE) 2018/2001, de renovables, el uso eficiente de las renovables lo determinan el autoconsumo, las comunidades de renovables y la generación distribuida, la más próxima a los centros de consumo. La directiva pide que las pequeñas instalaciones queden exentas de las subastas y que éstas no discriminen a los pequeños actores y entes locales.
Sustituir las subastas de renovables por licitaciones de generación distribuida
Para democratizar la energía, como propone el PNIEC, se debe cambiar el modelo de subastas a través de:
• Licitaciones dirigidas exclusivamente a proyectos de generación distribuida, de autoconsumo, de comunidades de renovables y de entidades locales. Incluirán proyectos de almacenamiento local en baja tensión vinculados a las pequeñas instalaciones renovables.
• Completar el PNIEC con la “Estrategia de Rehabilitación a largo plazo”, que integre las renovables y la movilidad eléctrica en el urbanismo, como establece el Reglamento (UE) 2018/1999, y una “Estrategia Nacional de Hidrógeno Renovable” para consumir o almacenar el exceso de producción renovable.
Este artículo se publicó originalmente en La Oficina de JGB
