javier garcía breva

¿Más subastas? No, gracias

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Todos nos alegramos de que 2019 haya batido el récord de nueva potencia renovable con 6.456 MW. Se ha roto la anomalía que desde 2010 impusieron los ministros Sebastián, Soria y Nadal. ¿Qué hay detrás de ese récord?
¿Más subastas? No, gracias

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

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Jose
Creo que ahí en ese escenario que comentas Miguel sería muy interesante la gestión del almacenamiento con energía solar y eólica con tanques de sales como se están haciendo en las centrales térmicas. Ya que estas son gestionables y puede que más rentables que baterías de litio. Que te parece?
Miguel
Alguien se ha parado a pensar cómo se va a gestionar un eclipse solar con una fuerte carga de fotovoltaica en el sistema? En 2026 y 2027 saldremos de dudas.
Miguel
Todavía no se ha aprovado el PNIEC y en el serctor renovable ya hay muchas voces discordantes. Es cierto que Teresa Ribera en su afán de querer ser la más ecologista, la más verde y la más renovable, se ha puesto unos objetivos demasiado ambiciosos y poco realistas, y sobre todo, demasiado caro. Han usado una hoja de cálculo que da unos objetivos y cálculos de dimensionamiento erróneos. Teniendo 40GW de solar y 50GW de eólica, Un día soleado y aireado de primavera-verano puede dar lugar a tener una generación al mediodía solar de unos 55-60GWh + 3Gwh Nuclear + 3Gwh cogeneración+ 2GWh hidraúlica fluyente, da unos 63-68 GWh. Si el consumo en hora punta en primavera no suele llegar a 30GWh y en verano no llega a 40GWh, Habrá unos 25-40GWh de sobreproducción a la hora. Con unos 10GW de potencia de almacenamiento (que dudo que llegue a haberlos en 2030) y una interconexión de 5GW, aún quedarían entre 10 y 25GWh que habría que consumir con gestión de la demanda, o perderla. Demasiado desperdicio de energía que habría que ver quien lo paga. Si como está haciendo el gobierno, quiere cambiar las subastas para pagar la electricidad de origen renovable fotovoltaico a un precio fijo, se estaría pagando una energía que muy probablemente se desperdicie. ¿quién lo paga o asume los costes?. ¿Cuáles son las estimaciones hechas de pérdida de energia con ese escenario? Ese sería el primer estudio a realizar. El almacenamiento es tremendamente caro. Encarece mucho el sistema, ni es fácil su despliegue. Eliminar la nuclear que genera electricidad a un coste de unos 40€ MWh, para en su lugar poner almacenamiento a un coste superior a los 100€ MWh, no lo acabo de ver. Además, hoy por hoy, se resuelve mucho el problema de la hora punta con y la noche, con la nuclear o importando electricidad nuclear francesa, pero en el momento que le de por cerrar centrales a Francia, el escenario cambiará y obligará a quemar más gas. Si el principal objetivo es la descarbonización, y te gastas un montón de dinero, para acabar emitiendo más CO2, pues carece de sentido. También sería un absurdo cerrar aprisa las centrales nucheares españolas para despues importar la electricidad nuclear de Francia para ajustar nuestra oferta. Aún no se ha contado quién y cómo se van a pagar los 240.000 millones que se tienen que invertir en el plan. Con el sector industrial electrointensivo se puede contar poco para pagarlo, dado que necesitan electricidad muy barata y los costes extras que haya en el sistema no los van a poder/querer pagar. Los que tengan autoconsumo, contribuirán poco. Todo quedará en el pequeño consumidor y muchas empresas. Los primeros GW de fotovoltaica y eólica instalados los pagará el consumidor con el precio de la electricidad obtenido en el Pool, pero cuando esté sobredimensionado el sistema y se produzca en exceso y no se pueda aprovechar toda, ¿Quién se lo va a pagar a el generador?. y, ¿Cómo se va a gestionar eso?. /// Mi opinión es que cuando se llegue a entre 15 y 20GW de solar fotovoltaica, va a haber un pequeño parón en el sector hasta que se consiga gestionar adecuadamente la demanda o aprovechar los excedentes, porque instalar para perder la energía no le saldrá a cuenta a los inversores por mucho que ponga en el PNIEC.
Miguel
En Francia se licitan o subastan instalaciones de baja potencia. Están saliendo a 86-95€ el MWh no creo que tenga mucho sentido hacerlo a gran escala a esos precios, pudiendo conseguir precios de 40-50€ en grandes plantas.
Miguel
Las grandes plantas fotovoltaicas son más eficientes que las instalaciones de autoconsumo, aunque muchos se piensen lo contrario, y no digamos los costes. Una planta fotovoltaica con seguidor solar horizontal sale a unos 0.8€ Wpico. Una industrial a 0.8-1.2 Wpico, y una en vivienda sobre los 1.5€. Pero la planta fotovoltaica tiene mucho más rendimiento y mejor curva de generación al tener seguidor solar, además de una temperatura más baja por estar en el campo y estar mejor aireados, tampoco suelen tener sombras, y al ser mantenido constantemente por profesionales detectan los paneles que tengan algún defecto y reduzcan la producción. La mejora en el rendimiento (20-30%) es muy superior a las pérdidas de energía en el trasporte(5-10%).
Oacar
No quiero poner poético pero esto es como una gota de sangre, atrae a los depredadores. Esto no funciona bien así.
Antonio
Cuando se manejan cifras de potencia renovable instalada hay que tener en cuenta que al contrario de lo que sucede con la potencia convencional, solo se produce un 35% de energía cuando se trata de eólica y un 25% cuando se trata de solar, no se puede sumar potencia renovable y convencional como si fuera lo mismo para afrontar la demanda.
Miguel
¿Licitar un proyecto de autoconsumo? Pero si el autoconsumo lo decide el dueño del edificio. Lo puede hacer cuando quiera y porque quiera, sin necesidad de licitación.