Después de descorchar el champagne, viene la resaca. El sector renovable acogió con alivio el pasado julio la autorización de cerca de 43 gigavatios (GW) de proyectos renovables atascados en los despachos del Ministerio de Transición Ecológica y las administraciones autonómicas. No obstante, ahora el sector afronta otro reto aún mayor: poner en funcionamiento en un plazo de cuatro años e integrar en el sistema casi tanta capacidad eólica y fotovoltaica como los 60 GW que ya hay instalados.
La aprobación no es el último paso. “Es como obtener la licencia para hacer una panadería. Eso no significa que la panadería ya esté operativa”, explica Juan Virgilio Márquez, director general de la Asociación Empresarial Eólica (AEE). El Real Decreto-ley 8/2023 especificaba que, merced a la extensión de los plazos para aprobar los 43 GW de renovables, los desarrolladores debían elegir en qué semestre entrarían en operación, con una fecha límite fijada en el 25 de junio de 2028.
José Donoso, director general de la Unión Española Fotovoltaica (UNEF), advierte de que hay un riesgo de que todas las peticiones se retrasen al último semestre posible, es decir, que haya una avalancha de solicitudes de palas eólicas, paneles solares y peticiones de acceso a red definitivas de Red Eléctrica en un mismo espacio temporal. “De momento tenemos que esperar a ver la foto final. Al poner la barrera adicional del semestre puede haber más empresas que acudan al último plazo y eso generará más tensiones. En principio, en nuestro sector, salvo temas de EPC —ingeniería, adquisición y construcción—, esperamos que no haya problemas”, afirma Donoso.
Desde el sector eólico son menos optimistas. “Lo que nos llega es que gran parte de los proyectos se han ido a los últimos semestres, entre 2027 y 2028. Por lo tanto, tenemos un vacío en 2026 y acumulación en 2027 y 2028”, concluye Márquez.
Ello pese a que es de esperar que, finalmente, parte de los 43 GW renovables aprobados no verán la luz, advierten desde las asociaciones. Donoso indica que muchas declaraciones de impactos de estos proyectos eran “negativas, disfrazadas de positivas”. Es decir, daban luz verde al desarrollo, pero no en su forma original, sino con un recorte importante de capacidad que hacía inviable el proyecto o contaban con modificaciones al desarrollo —como el enterramiento de las líneas eléctricas— que encarecía demasiado el plan inicial.
Este recorte no minora el reto. AEE calculan que solo en energía eólica se sumarán en torno a 15 GW con permisos de construcción para los próximos cinco años, a razón de 3 GW al año —cerca del récord anual de instalación eólica de 2007, en el que se instalaron 3,5 GW—. “Vestas cuenta con una sólida cadena global de suministros que le permitiría responder a una eventual subida de la demanda en España en los próximos años. El director general de Vestas en España, José Luis del Cerro, asegura que su compañía cuenta con una “sólida” cadena global de suministros que le permitiría responder a una eventual subida de la demanda en España en los próximos años. Aunque advierte: “Dicho esto, la falta de predictibilidad sobre la evolución del mercado sigue siendo una importante barrera para la optimización de nuestros recursos”.
Más madera
El otro gran riesgo que vislumbran las asociaciones es el de echar más madera a un sistema eléctrico que ya da síntomas de saturación. Es decir, ahondar en la dinámica de precios bajos del mercado mayorista de electricidad, principalmente en las horas solares en las que entra en juego la tecnología fotovoltaica y donde más se notan los precios bajos.
Desde la Asociación de Empresas de Energías Renovables (APPA) consideran que los proyectos ya lanzados no deberían tener inconvenientes, ya que el despliegue ‘verde’ ha logrado velocidad de crucero. Lo que sí preocupa a José María González Moya, director general de APPA, es que pese a la inercia, “si no se pone remedio a los desequilibrios entre tecnologías y entre oferta y demanda, veremos cómo se dificulta la consecución de contratos de suministro a largo plazo (PPA, por sus siglas en inglés) y, lo que es más grave, la posterior financiación”.
El motivo es que la red española está sufriendo vertidos eléctricos, es decir, que se genera más capacidad de la que se demanda. Esto provoca que muchas centrales de generación tengan que aumentar sus paradas de actividad, ya que no tienen cabida en la red. “Hay instalaciones que han parado históricamente dos veces al año, que han pasado a parar cinco veces a la semana”, explica Márquez.
Desde la fotovoltaica indican que esta situación se debe solucionar en un sentido técnico, mejorando la red eléctrica y fortaleciendo la demanda para que se equilibren los precios, además de a través del despliegue de almacenamiento energético. Y, desde una visión económica, “a través de subastas que esté bien diseñada y den certidumbre a los inversores. Hay que crear un sistema de mercado adaptado a las renovables”, aseguró el director general de UNEF.
Por su parte, González Moya indica que la fotovoltaica es en parte responsable de los llamados curtailment —vertidos—: “Este año ya hemos tenido graves problemas con los vertidos y los precios cero, una mayor instalación de potencia solar solo agravará estos problemas”.
Flexibilidad y transparencia
Para evitar males mayores, las asociaciones renovables solicitaron al Ministerio más flexibilidad para los promotores que quisieran activar parques fotovoltaicos o eólicos. Sin embargo, Virgilio indica que esta petición solo se cubrió a medias con la fijación de los semestres para poner en marcha las plantas. “Lo que pedía el sector era tener libertad para decidir cuándo instalarse, pero además recibir información de cómo evoluciona la tramitación de instalaciones industriales que generarán demanda”, asegura el director general de AEE. Y ejemplifica: “No buscamos que nos digan que hay muchas peticiones de centros de datos, si no que digan dónde, cuándo y en qué punto están esas peticiones”.
“Con esta falta de información hay muchos riesgos”, resume. Para Márquez, los sistemas para incluir nueva generación debe ser más transparentes e incluir un listado de cuántos desarrolladores buscan engancharse a los nudos eléctricos y en qué punto están, además de tener información de dónde vendrá la demanda, para canalizar la nueva generación renovable de manera ordenada.
La inclusión de estas reclamaciones en la norma, no obstante, están sujetas a su aprobación en el Congreso de los Diputados y las patronales coinciden en que conseguir una modificación del Real Decreto será “complicada” con la actual volatilidad parlamentaria.
Red Eléctrica espera seguir el ritmo al alza
Desde REE aseguran que no preveen problemas para la conexión de esos parques a la red de transporte: “Adaptamos el desarrollo de las infraestructuras de conexión a la red de transporte a las necesidades comunicadas por los agentes, realizando la planificación para la tramitación de autorizaciones administrativas de construcción, compra de materiales y desarrollo de instalaciones de acuerdo con el ritmo de avance que trasladan los agentes al cumplir sus hitos”.
Fuente: Rubén Esteller/Pepe García/El Economista
APIEM. Asociación Profesional de Empresarios de Instalaciones Eléctricas y Telecomunicaciones de Madrid.
