S&P cifra en 100.000 millones al año la inversión en redes para evitar el colapso

S&P Global Rating alerta del fuerte desacoplamiento existente entre la inversión en energías renovables y redes de transporte y distribución. Según el estudio que ha llevado a cabo la agencia de calificación crediticia, en gran parte de Europa las redes de transporte y distribución tienen dificultades para seguir el ritmo de crecimiento de las renovables. Esto está provocando congestiones en las redes de transporte, así como elevados niveles de restricciones, que se están incrementando con fuerza en países como España.

Para la agencia, por cada euro invertido en generación se debería destinar 0,67 euros a redes, frente a los actuales 0,30 euros. Europa necesita 700.000 millones de inversión en infraestructuras de redes hasta 2030.

"Las redes eléctricas europeas necesitan aumentar el gasto anual de capital a más de 100.000 millones de euros para frenar la congestión", afirma Emmanuel Dubois-Pelerin, analista de crédito de S&P Global Ratings.

"El exceso temporal de oferta y la congestión están provocando un aumento del número de horas en que los precios de la electricidad son negativos en muchas zonas de precios. Esto pone de manifiesto la creciente necesidad de una generación flexible con bajas emisiones de carbono y de almacenamiento en baterías", según Dubois-Pelerin.

Precios negativos

Los precios negativos tienen importantes implicaciones para el flujo de caja de los propietarios de plantas eléctricas, incluso para la parte de la generación cubierta por contratos por diferencia y acuerdos de compra de energía.

Antes de 2024, España no había registrado ni una sola hora con precios negativos en su historia, aunque en 2023 sufrió unas 100 horas de precios cero. Sólo en la segunda quincena de abril, el mercado mayorista español registró 85 horas de precios negativos. En el primer semestre de 2024, las horas de precio cero o negativo en España alcanzaron la cifra récord del 15,3% del total de horas. Por su parte, en Europa se registraron más horas negativas en abril de 2024 que en ningún otro trimestre de la historia.

En marzo de 2024, las estimaciones de S&P cifran en 12 euros/ MWh el precio capturado para la energía solar y eólica.

Para S&P, los precios mayoristas de Italia se mantendrán con una prima significativa de unos 10 euros por megavatio hora por encima de los de Alemania, mientras que los nórdicos y España mantendrán un descuento de 10 euros/MWh- 20 euros€/MWh.

España tendrá que aumentar sus exportaciones y la capacidad de sus baterías para evitar caídas generalizadas de los precios internos.

Dichos precios seguirán sometidos a una presión considerable en nuestro país, ya que el rápido crecimiento de la energía solar y eólica supera el cierre de las centrales de carbón para 2028 y de todas las centrales nucleares para 2028-2035, indica S&P.

Los consumidores finales tendrán que hacer frente al incremento de los costes de redespacho de la energía -un extremo que ya está sucediendo con fuerza en España- aunque no parece tan claro que tenga que afrontar, como en Alemania, con sus recibos las compensaciones por los vertidos.

La generación eólica y solar de España sólo es superada por la de Alemania en Europa, Oriente Medio y África. Ya es más del doble que la de Italia y 1,5 veces la de Francia.

El plan energético nacional prevé que la capacidad solar instalada se multiplique por 7 en esta década y se triplique con creces hasta alcanzar los 76 GW desde los datos de 2023.La producción solar aumentó un 31% en 2023 y podría triplicarse hasta unos 100 TWh en 2022-2030, muy por encima del crecimiento de la demanda de unos 50 TWh y alcanzando a la eólica, que se duplicaría en ese periodo.

España tiene la mayor carga solar de Europa, en torno al 20%, frente al 8% de Alemania y el 9%-14% de Francia, Italia y el Reino Unido.

Las empresas de energía renovable están cada vez más expuestas al riesgo de vertidos a medida que crece la producción y las interconexiones de exportación a Francia no avanzan. Sin embargo, a partir de 2028, el nuevo interconector submarino de 2 GW y 3.100 millones de euros con Francia aumentará las exportaciones hasta el 7,5% de la generación total, frente al 5% actual.

Por otro lado, S&P también pone sobre la mesa el fuerte incremento de precios que se está produciendo en los materiales por la falta de capacidad industrial y cita proyectos como la interconexión de España y Francia, el Eastern Green Link 1 (Escocia-Inglaterra) como ejemplos donde se han registrado incrementos de entre un 50 y un 70%.

La agencia crediticia explica que para financiar estas inversiones se está optando por soterrar los cables para reducir su sensibilidad ante climas extremos y rebajar los costes de mantenimiento. Más allá de 2030, la intermitencia de la solar, combinada con la predictibilidad de la eólica, podría favorecer las exportaciones de hidrógeno a Alemania, pero lo vemos incierto en este momento.

Refuerzo para la red de distribución

Alrededor del 40% de las redes de distribución europeas tienen más de 40 años y necesitan hasta 425.000 millones de euros de inversión de aquí a 2030, según el Plan de Acción para las Redes de Distribución presentado en noviembre de 2023 por la Comisión Europea. Esta fuerte inversión, no obstante, se topa con la proliferación de proyectos que está agravando aún más la subida de precios de los materiales necesarios ya que muchos gestores de redes de transmisión son tomadores de precios, y la oferta de los fabricantes de convertidores, transformadores y cables, sobre todo de corriente continua de alta tensión, que reducen las pérdidas de transmisión, son más limitados para cubrir la demanda de productos.