En el informe “Los Territorios No Peninsulares 100% descarbonizados en 2040: la vanguardia de la transición energética en España” se analizan las características de estas regiones y se aportan un conjunto de soluciones para descarbonizarlas. Además, se destacan los importantes beneficios que este avance puede aportar para estos territorios en materia de inversión, generación de empleo, economía y de eficiencia energética, y para el resto de España, al convertirse en un banco de pruebas inmejorable.
Para Alberto Amores, socio responsable de la práctica de Energía y Recursos Naturales de Monitor Deloitte, “descarbonizar los territorios no peninsulares en 2040, una década antes que en la península, es viable, económicamente rentable y permitiría adquirir una experiencia que podría ser aprovechada en el despliegue de nuevas tecnologías en el resto de España. La transición energética en estos territorios debe ser una prioridad para todas las Administraciones y agentes involucrados”.
Para lograr este sistema energético completamente descarbonizado, el estudio analiza las particularidades de los territorios no peninsulares y propone un conjunto de actuaciones en el transporte, los hogares, los servicios y la generación de electricidad.
Transporte
El sector transporte es responsable del 40-50% del total de las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) en los territorios no peninsulares. El particular de pasajeros por carretera alcanza el 80-85% del consumo de energía final, por lo que su descarbonización es más prioritaria que en la península. Para lograr su descarbonización, el estudio propone, entre otras medidas, que se incluye la electrificación de la flota antes de 2040, la renovación acelerada del parque de vehículos (en mucha mayor medida que en la Península) y el cambio modal a transporte público y medios no motorizados.
Los datos aportados en este trabajo inidican que, a fecha de hoy, el vehículo eléctrico es ya una solución competitiva en las islas. En Canarias, el coste completo de un vehículo eléctrico (adquisición, combustible, mantenimiento, etc.) es un 25-30% inferior a la opción convencional y, en las Islas Baleares, un 10% inferior. Además, la autonomía actual es suficiente para estos territorios, pero es imprescindible desplegar la infraestructura de recarga necesaria.
Hogares y servicios
El sector residencial genera solo el 1-3% de las emisiones GEI directas en los territorios no peninsulares, debido a que los consumos más relevantes de una vivienda -calefacción y agua caliente- tienen menos incidencia por el tipo de clima. La descarbonización de este sector pasa por el despliegue de la bomba de calor para calefacción y agua caliente sanitaria. Otro aspecto prioritario en este sector es impulsar el autoconsumo ya que presenta mayores ventajas para el sistema en los territorios no peninsulares que en la península, de acuerdo con Monitor Deloitte y Endesa.
El sector servicios es responsable del 2-4% de las emisiones GEI directas en los territorios no peninsulares. La sustitución de equipos térmicos de gas natural/producto petrolífero y de equipos eléctricos menos eficientes por bomba de calor debería ser la principal solución.
Por otra parte, si bien la electricidad no emite en uso final, sí lo hace si la generación eléctrica se realiza con combustibles fósiles, lo que hace que sea responsable del 40% de las emisiones en estos sistemas. El documento también propone medias en este ámbito.
Islas Canarias, un mix dominado por la generación solar
Actualmente la generación eléctrica supone el 39% de las emisiones en Canarias. Un sistema eléctrico completamente descarbonizado en 2040 requeriría 10-11 GW de generación renovable, 20-25 GWh de capacidad de almacenamiento y respaldo estacional para “mover” excedentes de producción a momentos del año en los que hagan falta.
Para alcanzar este mix ideal se debe combinar la generación renovable con almacenamiento, para recoger el exceso de energía renovable y utilizarla, posteriormente, en periodos de menor producción. El desarrollo renovable debería basarse principalmente en la generación solar, al encajar mejor que la eólica con el almacenamiento, por su mayor estabilidad y predictibilidad. Por ello, el estudio propone un mix renovable 25% eólico, 75% solar, que requiere menos almacenamiento para garantizar la seguridad de suministro y, por tanto, menor inversión.
También se debe impulsar la gestión de la demanda un 20-30% y su desplazamiento hacia horas de mayor producción solar renovable. Y es imprescindible minimizar la ocupación del suelo. Para ello, se propone instalar menos capacidad renovable de lo que sería económicamente óptimo, compensado con un mayor despliegue del almacenamiento, que ocupa menos espacio; impulsar el aprovechamiento del autoconsumo (hasta 2-3 GW); y explorar la opción de tecnologías de generación offshore. El sistema propuesto ocuparía el 1,9% del territorio de Canarias, o el 15% de la superficie agrícola sin cultivar.
El sistema planteado necesitaría una inversión de 12-19 mil millones de euros hasta 2040 y tendría un coste de generación de 70- 90 €/MWh, lo que supone una reducción del 40% con respecto a la actualidad.
La propuesta indica que es preciso instalar nueva capacidad renovable hasta alcanzar 250-275 MW de renovables en los próximos 5 años, lo que supone multiplicar por cinco el ritmo actual, y luego pisar el acelerador progresivamente. Además, se necesitaría instalar 2,5 GWh de baterías e introducir los mecanismos de gestión de la demanda. Para garantizar la seguridad de ministro, Endesa y Monitor Deloitte indican que es preciso impulsar actuaciones en el parque térmico y así minimizar también las emisiones de GEI acumuladas.
Baleares, generación un 60% más barata que en la actualidad
El sistema balear está interconectado con la península. Considerando una capacidad de interconexión neta de 650 MW, sería necesario contar con 4,5-5 GW de capacidad renovable instalada y 13-14 GWh de capacidad almacenamiento.
Diseñar adecuadamente este sistema requiere prestar atención a sus particularidades. La primera es que el gobierno Balear ha definido un objetivo de producción de energía en las islas del 70% del total de energía consumida. En estas islas, la generación solar tiene un mejor encaje con el almacenamiento. De acuerdo con el estudio, un mix de generación 50% solar y 50% eólico necesitaría unas diez veces más capacidad de almacenamiento que un sistema 90% solar - 10% eólico.
El desarrollo de la gestión de la demanda es también prioirtario, ya que permite reducir la capacidad de almacenamiento necesaria significativamente. El uso del suelo es un factor clave en las Islas Baleares. En este caso, no debería suponer una barrera relevante si se aprovecha adecuadamente todo el potencial de autoconsumo, que Deloitte y Endesa sitúan entre 1y 2 GW.
Asimismo, debería existir una capacidad de respaldo de emergencia (gas natural, según el informe) instalada en las Islas que garantizase la seguridad de suministro ante posibles fallos en las interconexiones y casos de emergencia. El sistema propuesto requeriría una inversión de 6-7 mil M€ a 2040, y tendría un coste medio de generación de 50-55 €/MWh, un 60% inferior al actual.
En los primeros años (2020-2025) se requeriría instalar de media 125-135 MW al año y 210-230 MW/año entre los años 2025-2030 (en 2019 había 100 MW) para poner al sistema en el camino de alcanzar su descarbonización completa. Para alcanzar un 70% de penetración renovable en 2030 sería necesario instalar 2 GWh de almacenamiento y gestión de la demanda.
La singularidad de Ceuta y Melilla
En Ceuta existe la posibilidad de desarrollar interconexiones eléctricas con la península (ya hay una infraestructura planificada), que cubriría la práctica totalidad de la demanda con importación de renovables. Esta interconexión se complementaría fundamentalmente con autoconsumo, ya que existe una importante limitación de espacio para desarrollar instalaciones a gran escala. De acuerdo con estudio, aunque se ponga en funcionamiento dicha interconexión, será imprescindible mantener capacidad de generación firme para funcionar en caso de incidencia en el cable submarino.
En el caso de Melilla, el desarrollo de una interconexión eléctrica con la península es más complejo, debido a la mayor distancia (10 veces más que en el caso de Ceuta). La solución planteada para un sistema eléctrico 100% descarbonizado en este territorio en 2040 pasa por desarrollar generación con combustibles renovables (biomasa, biogás, combustibles producidos a partir de electricidad renovable, como el hidrógeno), apoyada por autoconsumo.
El sistema eléctrico de Melilla requiere acometer antes de 2025 las actuaciones necesarias para extender la vida útil de 9 MW y sustituir 22 MW de capacidad e impulsar la adaptación del resto de grupos de generación actuales a consumir gas natural.
Alcanzar los sistemas eléctricos planteados en Ceuta y Melilla para el año 2040 requeriría de una inversión de 280-300 M€.
