Alberto Martín Rivals acumula una experiencia de más de 25 años en el sector energético. En la siguiente entrevista, el CEO de NetOn Power nos habla de los principales proyectos que está desarrollando la compañía y nos da algunas claves que podrían ayudar al despliegue definitivo del autoconsumo en España.
¿Qué valoración hace de estos primeros años?
Estamos muy contentos. Arrancamos a principios de 2022 en el desarrollo de soluciones de autoconsumo industrial en modalidad de PPA integrados en el entorno local. Es un producto que funciona muy bien porque, a día de hoy, la fotovoltaica en modalidad de autoconsumo es la forma más barata de suministrar energía a un industrial y, además, tiene mucha aceptación social porque esa energía que estás produciendo no se exporta a centros de consumo lejanos, sino que se queda en el mismo municipio. Lo que los industriales normalmente quieren son tres cosas: un suministro competitivo, una energía sostenible y tener seguridad de suministro y de precio. Quizá por eso los PPAs se han desarrollado mucho en España y están contribuyendo a que estemos viviendo un proceso de reindustrialización que no habíamos visto desde hace décadas. Además, lo que realmente da volumen en el autoconsumo es el sector más industrial. Para conseguir 1 MW, harían falta entre 100 o 200 instalaciones domésticas, mientras que el megavatio es casi la planta mínima que pide una industria.
¿Qué objetivos se han marcado?
Hemos desarrollado una cartera de proyectos de 1 GW en España e Italia que se encuentran en distinto grado de avance, con plantas ya operativas tanto en cubierta como en suelo, otras en construcción y otras en negociación y tramitación. Nuestro objetivo es alcanzar 600 MW de plantas fotovoltaicas entre ambos países en un periodo de cinco años. La mitad de esta capacidad estará en España y la otra mitad en Italia.
¿En qué otros proyectos están inmersos?
Aunque nuestra actividad principal es la planta de autoconsumo para cliente industrial, nuestra vocación es desarrollar soluciones energéticas sostenibles y competitivas que tengan ese carácter local, siempre con el autoconsumo como solución base. En este sentido, estamos metidos en procesos de descarbonización, con varios proyectos para sustituir las tecnologías contaminantes que emplean algunas industrias en sus procesos de producción por una tecnología basada en una planta de autoconsumo con caldera eléctrica. También estamos empezando a explorar comunidades energéticas, desarrollando plantas para un cliente ancla y ofreciendo después a empresas más pequeñas de la zona sumarse a la planta fotovoltaica y compartir energía. Nosotros hacemos la inversión, por tanto las plantas son nuestras, y cobramos al cliente por uso con un PPA local de entre 10 y 28 años de duración. También estamos analizando entrar en 'hubs' de recarga rápida de vehículos eléctricos. En este caso, estamos hablando con varios CPOs que pondrían la parte del cargador y nosotros nos ocuparíamos de la producción. Las baterías también nos interesan mucho. Si ahora mismo podemos dar en torno a un 30% del consumo del cliente industrial, instalando baterías podríamos llegar a niveles del 60-70% de su consumo. El coste de las baterías ha bajado mucho, pero aún requieren subvención. En este sentido, no entendemos que la orden ministerial que ha salido para fondos FEDER excluya las baterías conectadas a plantas de autoconsumo, especialmente, de autoconsumo con excedentes. Estas pueden verter energía a la red y, por tanto, la red se puede beneficiar no solo de la gestión de la demanda que puede hacer el cliente con la batería, sino incluso de la inyección de energía en los momentos más críticos almacenada en esas baterías de los clientes. Finalmente, hemos explorado la posibilidad de producción local de hidrógeno con plantas de autoconsumo, pero aún no hemos llegado al "break-even" debido al coste y rendimiento de los electrolizadores.
¿Van a hacer lo mismo en Italia?
En Italia hemos empezado con nuestro producto base, que es la planta de autoconsumo, pero también queremos llevar el resto de oportunidades. En este país está funcionando especialmente bien nuestro modelo porque los precios de la electricidad son sustancialmente más altos que en España y, por lo tanto, el ahorro que pueden tener los clientes industriales italianos con una planta de autoconsumo es incluso mayor que el que pueden tener en España. En Italia están haciendo las cosas muy bien. Han aprobado varios programas -Transizione 5.0. y Energy Release- que incentivan el autoconsumo fotovoltaico en la industria. Una cosa muy importante también es que no existe el autoconsumo sin excedentes, de manera que los clientes tienen derecho a usar su línea de suministro de electricidad en las dos direcciones. Cuando les decimos que en España sí existe, les cuesta trabajo creerlo, y hay que explicarles lo que es un mecanismo antivertido porque les parece surrealista. Esta es una de nuestras reivindicaciones en España, que los clientes tengan derecho a usar la interconexión en las dos direcciones.
¿Esto no generaría un riesgo de precios cero aún mayor?
Lo que evitaría es que se pierda el 20% de la producción de las plantas de autoconsumo, que supone un coste de unos 100 millones de euros al año, tal y como recoge el estudio de Appa. La mayoría de esa energía ocurre a horas que no son de precio cero, no olvidemos que en España el 90% de las horas el precio no es cero.
¿Qué hay que mejorar para el despliegue definitivo del autoconsumo en España?
Básicamente hay cuatro cosas que pensamos que podrían ayudar a que se desarrollara mucho más el autoconsumo -sobre todo el industrial, que no olvidemos que es casi el 60% de todo el autoconsumo que se instala en España-, si queremos cumplir con los 19 GW que marca el PNIEC para 2030. La primera, dar derecho a los consumidores a usar su línea de interconexión para exportar la electricidad. La segunda, dar más facilidades al autoconsumo en suelo. En Italia, por ejemplo, todas las plantas que están situadas a 500 metros del borde de un polígono industrial tienen lo que llaman el procedimiento administrativo simplificado, que les permite tramitar todos los permisos de la planta en tres meses. En España, algunas comunidades autónomas como Castilla y León, han exceptuado al autoconsumo de las limitaciones al desarrollo de plantas fotovoltaicas en determinados tipos de suelos, por ejemplo, en regadíos. En tercer lugar, hay que dar las mismas ayudas al almacenamiento detrás del contador para autoconsumo que al almacenamiento hibridado con otras tecnologías renovables. En cuarto lugar está el tema de las distancias. No tiene ningún sentido poner distancias distintas para un autoconsumo en suelo que para un autoconsumo en cubierta. No hay ninguna razón. Finalmente, hay que fomentar la electrificación de consumos de la industria, para lo que no ayuda la nueva orden ministerial sobre incentivos al almacenamiento, que le exige al almacenamiento térmico estar conectado a la red de distribución, cuando casi normalmente está conectado a la red interior del cliente, para poder producir calor, almacenarlo y consumirlo en su proceso a las horas del día en las que lo nece
¿Van a ampliar mercado a otros países?
Estamos considerando la posibilidad de abrir un tercer país y tenemos varios en mente. Nos interesan países grandes, con buen recurso solar, que estén desarrollando al menos 2 GW de potencia solar al año, donde se den las condiciones de precio y de regulación que permitan desarrollar este tipo de industrias para ofrecer a los clientes una mayor competitividad, es decir, un ahorro respecto a los costes de la energía.
¿Los CfDs van a jugar algún papel?
Los CfDs son un mecanismo que, normalmente, utilizan los reguladores para incentivar el desarrollo de renovables en países donde todavía estas tecnologías no son competitivas. En España, sin necesidad de CfDs, se está desarrollando muchísimo las renovables a unos precios muy competitivos y, por tanto, no parece que sean muy necesarios.
