Un año después de la firma del Acuerdo de París para frenar el calentamiento global, los países signatarios están diseñando sus legislaciones para establecer los mecanismos que les permitan alcanzar el objetivo de limitar el calentamiento planetario a 2 grados centígrados a finales del presente siglo. Y lo están haciendo deprisa: el Acuerdo entró en vigor en solo 11 meses -el Protocolo de Kioto precisó siete años- y ya lo han ratificado 134 Estados, responsables del 90% de las emisiones totales. Aunque haya quien piensa que la llegada de Donald Trump a la Casa Blanca puede excluir a EEUU, lo cierto es que los 29 Estados del país con objetivos de penetración de las energías renovables (Renewable Portfolio Standard) han ratificado sus compromisos con las tecnologías limpias, los motores del cambio de paradigma energético.
Ahora bien, hay grandes diferencias en el modo en que se encara la descarbonización de los tejidos productivos, dependiendo de que la transformación la preparen países desarrollados o países en vías en desarrollo. En cualesquiera de ellos, las renovables y la electrificación de la economía son la clave de bóveda del cambio, pero si en los países desarrollados hay un escaso incremento de la demanda energética -e incluso una reducción, debido a la eficiencia energética-, en los países en desarrollo hay un fuerte incremento de las necesidades.
Para analizar el proceso de transformación energética y aportar ideas con las que acelerar la descarbonización, la Cátedra Fundación Elecnor de Energías Renovables y Eficiencia Energética, constituida por la Fundación Elecnor y la Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales (ETSII) de la Universidad Politécnica de Madrid, reunió por tercera vez su Laboratorio de Ideas.
Cita de expertos
En el encuentro participaron Juan Temboury, director general de Fortia Energía; Carmen Becerril, consejera de Acciona; Tomás Gómez, profesor de la Universidad Pontificia de Comillas; Rafael Gómez Elvira, director adjunto a la Presidencia de OMIE; Guillermo Planas, presidente de Enerfín; Emilio Mínguez, director de la ETSII; Carlos Veganzones, profesor de dicha escuela; y Rubén Esteller, jefe de redacción de elEconomista.
El despliegue de las renovables impulsará nuevos desarrollos industriales, así, por ejemplo, es el caso de la isla artificial que se prevé construir en el Mar del Norte para prestar servicio a unos 100 GW de eólica marina; y, por otro lado, puede significar el cuestionamiento de la viabilidad de otros proyectos, como, por ejemplo, es el caso de la polémica construcción de la central nuclear de Hinkley Point, en Reino Unido, que aunque finalmente se va a erigir, ha planteado muchas dudas sobre su viabilidad debido al coste excesivo de su generación, que se ha establecido en 92,5 libras por MWh durante 35 años.
Pero una de las grandes cuestiones que surge de forma inmediata es cómo atraer financiación para desarrollar este necesario proceso de descarbonización. Esto es especialmente problemático en los mercados maduros, como el europeo, en el que el crecimiento de las fuentes verdes en los plazos requeridos para evitar el calentamiento global, conlleva el cierre progresivo de centrales de generación convencionales emisoras de carbono, muchas de ellas todavía en periodo de amortización.
El riesgo de la volatilidad
Para captar inversión es de crucial importancia emitir una señal de precios que augure estabilidad y rentabilidad para los inversores, tema que no facilita el sistema marginalista de fijación de precios en el mercado mayorista de la electricidad, también conocido como pool. Esto es debido a la volatilidad de precios inherente a su funcionamiento, que hace que reme en contra de los objetivos perseguidos, ya sea desde la perspectiva del generador o desde la del consumidor.
El precio del pool refleja el coste instantáneo de generar electricidad de un modo eficiente, pero no aporta una señal válida a largo plazo. Esto resulta particularmente grave en el caso de las energías renovables por dos motivos. Por una parte, deprimen el precio de casación del mercado cuando generan masivamente, así le ocurre habitualmente con la generación eólica donde es bastante habitual que, en días de fuerte disponibilidad de recurso, el precio de cierre del pool quede reducido a la mitad. Por otro lado, a este problema hay que añadir la volatilidad que causa en los precios las fuertes oscilaciones en la disponibilidad de estos tipos de generación. Ambos factores desvirtúan la validez de los precios medios, como señal para la inversión.
Quizá una intervención regulatoria, que reformase el mecanismo de establecimiento de precios del pool, pudiera aportar más estabilidad -así se ha reclamado en España recientemente ante los elevados precios, de 100 euros por MWh, que se registraron durante la ola de frío polar de enero-, pero no está claro de qué modo podría materializarse esa intervención ni tampoco su conveniencia, habida cuenta del mal resultado de ciertas recientes intervenciones políticas -motivo por el que muchas empresas no confían en los mercados regulados-, a lo que hay que añadir que, en todo caso, se trata de una reforma regulatoria que le correspondería materializar a la Comisión Europea, no a los Estados.
A pesar de los inconvenientes apuntados, es muy posible que la estructura actual del mercado eléctrico se mantenga, ya que desde Bruselas se apuesta precisamente por profundizar en ese modelo marginalista en el que los precios se hunden cuando producen las renovables y, por el contrario, se disparan cuando estas apenas tienen presencia en la cesta de generación. Así se refleja nítidamente en su reciente propuesta de reforma de los mercados eléctricos -conocida como Winter Package-, en la que plantea, sin ambages, la aparición de los llamados precios de escasez, aunque lleguen a cotas de 500 euros por MWh o más. Esto, a su vez, genera otro problema de competencia por la posición, en cierto modo, monopolista, de las centrales que marcarían los precios de escasez en esas condiciones.
Así las cosas, y teniendo en cuenta que las propuestas regulatorias de ámbito energético de la Comisión terminan convirtiéndose en legislación comunitaria en un 80% de las veces, es muy previsible que durante la próxima década se sucederán los episodios de fuerte volatilidad de precios. Ahora bien, un factor atenuante a considerar en este problema es que, muy probablemente, cuando las tecnologías de almacenamiento -por las que también aboga el Winter Package- estén más maduras y sea posible su inserción masiva en los sistemas de generación renovable, de forma que contribuyan al amortiguamiento de las fuertes oscilaciones actuales, la volatilidad se verá muy reducida. Sin embargo, para que las baterías se empleen de forma masiva aún faltan un par de décadas y su penetración, por otro lado, chocará con la existencia de unas centrales convencionales, mayoritariamente de gas, que reivindican su papel de respaldo de las renovables a la vez que reclaman la percepción de pagos por capacidad para alcanzar una rentabilidad de otro modo muy difícil de conseguir.
En ese punto del análisis, y teniendo en cuenta que el retorno de la inversión en las centrales de generación con energías renovables es a muy largo plazo, los expertos de la Cátedra barajaron varias opciones para que estas instalaciones puedan contrarrestar tanto la volatilidad como el hundimiento de precios, apuntando que, si no se resuelve el problema, a no mucho tardar el capital y los bancos endurecerán drásticamente las condiciones de financiación de proyectos energéticos, llegando a peligrar su viabilidad.
Precios fijos a largo plazo
Una de las soluciones es la firma de contratos a precio fijo de largo plazo, en torno a 20 años, de acuerdo con el modelo anglosajón del Price Purchase Agreement (PPA), y quizá derivados de subastas para nuevas instalaciones. Ahora bien, ese modelo de subasta debería ser muy distinto al que se plantea en España, basado en un descuento sobre las ayudas asociadas a los costes de inversión.
Los contratos de largo plazo podrían tomar como referencia los precios de los mercados de futuros, y aunque, en un momento dado, los contratos serían capaces de adaptarse a las particularidades de las tecnologías limpias, no se soluciona el problema de la volatilidad porque sus precios medios no reflejan las oscilaciones diarias. Por ejemplo, las renovables nunca van a cobrar los precios de escasez que compensen los precios bajos.
Y por otro lado, al aplicar este modelo surge el problema de la obsolescencia tecnológica: las renovables evolucionan rápidamente y esto puede condicionar la firma de los acuerdos a largo plazo.
Emisiones de carbono
Otra opción a tener en cuenta es la internalización de los costes ambientales de las tecnologías emisoras de CO2 y otros gases de efecto invernadero o contaminantes. Sin embargo, en el mercado europeo de derechos de emisión -la gran referencia-, el precio de la tonelada de carbono está en unos niveles muy bajos -ronda los 5 euros por tonelada- debido a la situación actual de sobreasignación derivada de la contención y eficiencia en el consumo y proliferación de generación limpia -sobra oferta. Y las expectativas son que siga en unos niveles similares durante bastante tiempo, a pesar de los esfuerzos para reducir los excedentes y llevarlo hasta el entorno de los 20 euros por tonelada.
Por otro lado, igual que la falta de una armonización fiscal en la UE perjudica la integración del mercado energético comunitario, se corre el riesgo de que la proliferación de impuestos nacionales sobre el carbono puede derivar en la balcanización del mercado único.
Generación distribuida
Junto a la complejidad de vislumbrar un modelo de mercado que atraiga la inversión hacia la energía limpia, hay que tener en cuenta el auge de la generación distribuida y el autoconsumo, así como su papel en la cesta de generación y su incidencia en los precios. En Alemania, por ejemplo, la fotovoltaica -casi toda instalada en tejados- suma más de 40 GW, un 21% de la potencia instalada.
Pero esto puede verse cuestionado a medio plazo, especialmente en los países desarrollados. Por una parte, las economías de escala que se consiguen con las grandes instalaciones renovables otorgan a estos proyectos una gran ventaja frente a los pequeños. Sin embargo, por otra, hay un factor subjetivo en la autogeneración que supera la lógica económica. La generación distribuida no tiene capacidad de cubrir todas las necesidades energéticas del consumidor que, por otro lado, en los países desarrollados tiene resuelto el problema de abastecimiento con el sistema actual. Por tanto, en los países desarrollados es incierto saber hasta dónde puede llegar esta estructura eléctrica pues ya disponen de una buena infraestructura de red; en cambio, es claro que en los países en desarrollo que carecen de esa infraestructura, la generación distribuida ligada a las micro redes tendrá un desarrollo enorme.
Necesidad de interconexiones
Tanto en la UE como en América del Norte los sistemas eléctricos nacionales son robustos y sus redes están bien malladas, pero eso no basta para alcanzar un modelo energético descarbonizado y cien% renovable. Hace falta un salto a la escala continental, tanto para aprovechar los recursos naturales allí donde están disponibles -el sol del Mediterráneo y el viento del Mar del Norte en el caso europeo- como para que converjan los precios y haya un único mercado.
En este sentido, comparando los mix de generación de la UE el pasado 18 de enero, en plena ola de frío, con los mix correspondientes al 22 de febrero, con temperaturas normales, duplicando la penetración de las renovables en el primer caso se hubiera conseguido reducir un 30% la producción térmica, mientras que en el segundo ésta hubiera desaparecido totalmente. Ahora bien, para ello, sería necesario mucha más interconexión: 10 GW más entre Alemania y Polonia, 5 GW más entre Francia y España, 10 GW más en el eje de Italia y Suiza...
Las fuentes limpias son una realidad que compite
Las fuentes de energía renovable, sobre todo la eólica y la solar fotovoltaica, ya son una realidad: han alcanzado unos niveles de coste y una madurez tecnológica que les permite competir en igualdad de condiciones con las tecnologías de generación convencionales. Así se lo demuestran sus niveles de implantación en todo el mundo: el año pasado la potencia eólica instalada ascendió a 55 GW, un 12,5% más, mientras que la fotovoltaica -que superó por primera vez a la eólica- creció un 30,8%, hasta los 75 GW. Paralelamente, sus costes siguen experimentado un descenso muy acusado en aquellos emplazamientos que gozan de buenos recursos naturales, en parte por la aplicación de mecanismos de concurrencia competitiva: el año pasado la eólica registró precios inferiores a los 40 euros por MWh en México, Perú y Sudáfrica, con el récord de 30 euros por MWh en el vecino Marruecos; la fotovoltaica, por su parte, bajó de esos 30 euros por MWh en Dubai, Chile y Abu Dhabi -aquí fueron solo 24,2 euros por MWh-, pero en zonas más alejadas del Ecuador y con menos irradiación tampoco registró precios excesivos, como 54,9 euros en Argentina o 69,3 euros en Reino Unido. Estos números, lógicamente, solo se explican con el gran salto de eficiencia que han dado ambas tecnologías.
