Esta semana han sido enviadas al Ministerio de Transición Ecológica las alegaciones al Plan Nacional de Energía y Clima (PNIEC) por parte de las diferentes patronales del sector energético, donde se reclama mayoritariamente una reforma fiscal que sirva para afrontar los cambios necesarios hasta el 2030. Desde AEE se indica que es necesario que la nueva versión del PNIEC refleje la realidad a corto-medio plazo y sirva de base para tomar las medidas regulatorias para ajustar los aspectos de la balanza demanda/generación necesarios para seguir avanzando hacia los objetivos de 2030 y más allá. Además, se hecha también en falta un enfoque estratégico nacional que combine el uso de fuentes de energía renovable una manera más equilibrada tal como se evaluaba en el estudio presentado por AEE sobre diferentes escenarios de potencia instalada y cómo la eólica contribuye a la estrategia nacional y estabilidad de red.
A continuación, puedes consultar las alegaciones de AEE completas:
SOBRE LA AMBICIÓN DEL PLAN
El PNIEC debe ser un documento ambicioso que permita traccionar los esfuerzos necesarios en todos los sectores de la economía y ámbitos de nuestra sociedad, para cumplir con los objetivos europeos en materia de energía y clima adquiridos por España y, a la par, debe seguir siendo una herramienta estratégica que guíe las inversiones del sector privado en la Transición Energética a lo largo de la década.
El PNIEC actualmente vigente fue el primer Plan energético-climático del país tras mucho tiempo de falta de visión estratégica en la materia, por lo que fue asumido como Hoja de Ruta indubitada por parte de todos los sectores involucrados. En aquel momento, previo a la crisis energética actual, un escenario ambicioso a 2025 y a 2030 era asumible, posible y realista.
El PNIEC 2022-2030 entra en jugar en un contexto mucho más exigente y con menos plazo para su cumplimiento, por lo que los escenarios que establezca deben ya ser realistas a 2 años vista y aportar certidumbre para la toma de decisión de los sectores. Es por tanto necesario que la nueva versión del PNIEC refleje la realidad a corto-medio plazo y sirva de base para tomar las medidas regulatorias para ajustar los aspectos de la balanza demanda/generación necesarios para seguir avanzando hacia los objetivos de 2030 y más allá.
Se hecha también en falta un enfoque estratégico nacional que combine el uso de fuentes de energía renovable una manera más equilibrada tal como se evaluaba en el estudio presentado por AEE sobre diferentes escenarios de potencia instalada y cómo la eólica contribuye a la estrategia nacional y estabilidad de red.
SOBRE LA EVOLUCIÓN DEL CONCEPTO DEL PLAN – DE DOCUMENTO REVISABLE PERIÓDICAMENTE A SISTEMA INTEGRADO ACTUALIZADO EN TIEMPO REAL
El rango temporal de aplicabilidad del PNIEC 2022 – que contempla escenarios indicativos a 2025, cuyo incumplimiento haría prácticamente inviable alcanzar los objetivos 2030 – requiere de un cambio de enfoque del mismo.
Para proporcionar la visibilidad y certidumbre necesaria a los sectores inversores – bien sea desde el lado de la generación como de la demanda – sería necesario transformar el concepto estático del actual PNIEC en un entorno dinámico, digital, integrado e interoperable – una suerte de hoja de ruta interactiva – que contuviese la información pública esencial sobre la evolución de los diversos vectores de generación y demanda eléctrica, con perspectiva territorial, tecnológica y de perfiles de consumo, con información de su avance administrativo.
Para ello será necesario un análisis conjunto con los sectores de generación y los demandantes de electricidad, que permita acordar el tipo de información requerida, la fuente, la periodicidad y los niveles de profundidad en las posibles consultas a realizar por parte de los actores incumbentes. La decisión de inversión vendrá como resultado de un análisis económico donde los precios capturados por las distintas tecnologías y los vertidos son fundamentales. Una herramienta que de certidumbre y visibilidad de ellos será un instrumento extraordinario para el sector.
SOBRE LA CERTIDUMBRE Y VERIFICABILIDAD DE LOS VECTORES DE DEMANDA A 2025-2030
Según el mismo, las inversiones privadas tienen que suponer el 85% del total y deberán movilizar alrededor de 250.000 M €, lo que requiere disponer de información lo suficientemente veraz y contrastable que permita acotar los riesgos reales y tomar las decisiones financieras a tiempo.
Para ello, desde el punto de vista de los generadores renovables, los datos relativos a la demanda de energía en 2025 y 2030 – en particular los de la demanda de electricidad que va a ser el principal vector de descarbonización y transición energética – son claves y tienen que estar sustentados en un análisis realista del consumo de electricidad renovable para esas fechas de todos los sectores, pero en particular del transporte y de la industria, que son los que más aumentan su consumo de electricidad.
Para la toma de decisión por parte de los inversores renovables, las cifras de demanda deben sean creíbles, realistas y verificables – sobre todo en el escenario a 2025 – y para ello, el Plan debería aportar la información detallada del avance y la madurez de todos los vectores de consumo eléctrico con su evolución administrativa, su distribución territorial y sus patrones de funcionamiento. Independientemente del nivel de avance de la tramitación administrativa de los proyectos de generación eléctrica renovable – el cual puede ser ciertamente estimado – es necesario disponer de una “información espejo” en relación al avance administrativo de los proyectos de la contraparte, es decir, del consumo de electricidad. Actualmente la demanda eléctrica, lejos de subir, está bajando, lo que exigirá un mayor esfuerzo de país para alcanzar las cifras de consumo eléctrico que contempla el PNIEC.
SOBRE EL ESCENARIO DE EQUILIBRIO GENERACIÓN-DEMANDA
El fuerte crecimiento de la potencia renovable debe ir acompañado de mayor ambición en la electrificación del consumo energético nacional y por tanto incremento de la demanda, en lugar de dar un peso extraordinario a la exportación en forma de electricidad o H2 (basado en proyectos con poca probabilidad de estar disponibles). Si los proyectos de exportación sobre los que se apoya la demanda no están disponibles, el riesgo de vertidos es muy elevado perdiéndose gran parte de la producción renovable.
En este sentido, los datos que ofrece el texto sobre el aumento de la demanda eléctrica para 2030 en transporte (15,5 TWh) dependen de forma significativa de los siguientes vectores:
– El despliegue del vehículo eléctrico (alcanzar 5,5 millones en 2030) pero las cifras actuales de ventas de estos vehículos están lejos de justificar el cumplimiento del objetivo (36.452 VE vendidos en 2022, un 3,7% del total).
– Las cifras de mercancías transportadas en tren decrecen en 2030 respecto a 2020 por lo que este vector no da señales de crecimiento de la demanda eléctrica.
– En el sector industrial el aumento de la demanda eléctrica para 2030 es parecida (15,5 TWh) y tampoco hay en el texto del borrador del PNIEC una clara justificación de dónde va a provenir ese aumento.
Si se hace la suma de los tres sectores que aumentan su consumo eléctrico, en total suman 33 TWh de demanda eléctrica adicional. Para cubrir esta demanda no son necesarios más de 6 GW eólicos y 10 GW FV – suponiendo un reparto del 50% a cada tecnología y utilizando los parámetros de generación que se utilizan en los proyectos de ambas tecnologías para que sean viables económicamente, y no los que se infieren de las cifras subyacentes en los cálculos de la cobertura de la demanda del borrador-. Sin la demanda adicional del transporte y de la industria esas capacidades de generación no serían necesarias o de lo contrario se tendrían vertidos estructurales de generación renovable.
Por otra parte, la sustitución de 36 TWh de gas natural y 20 TWh de nuclear para 2030 supondrían 10 GW de eólica y 16 GW de FV adicionales a lo ya existente.
Si se hace la suma de la potencia eólica y FV adicionales necesarias para cubrir la demanda adicional eléctrica para 2030 y la sustitución de generación con gas y nuclear previstas en el borrador, se llega a 16 GW eólicos y 26 GW FV adicionales para 2030 (con una generación total de 89 TWh). Ahora bien, el borrador del PNIEC prevé que para 2025 se instalen 12 GW adicionales de eólica y 38 de FV, llevando la capacidad de generación total adicional ya hasta 100 TWh en 2025, superior a la que teóricamente se necesita para 2030. Además de 19 GW de autoconsumo. También hay que cuestionar la cifra de las exportaciones a Francia, además de cuestiones comerciales, estas exportaciones se basan en tres lineas de inerconexión adicionales en las que no se ha empezado la construcción de una de ellas ni la tramitación de otras dos a través de Pirineos, lo que significa que es imposible que estén todas operativas para el 2030.
De todo ello se concluye una falta de sincronización entre el objetivo de generación renovable y el aumento de la demanda de electricidad – que como hemos apuntado antes, lejos de subir incluso está disminuyendo -, lo cual podría llevar a una paralización completa de las inversiones en renovables por falta de rentabilidad de las instalaciones, y del proceso de descarbonización y transición energética en general, además de un problema por la reducción de precios capturados y vertidos para las instalaciones existentes que podrían provocar severos problemas financieros para pago de la deuda.
Es por ello que, se recomienda revisar las hipótesis/parámetros utilizados en el modelo sobre el que se erige el texto del PNIEC para que ofrezca escenarios a medio plazo (2025) y a largo plazo (2030) coherentes con la tendencia y evolución actual y prevista del sistema energético, de los vectores de consumo, de la penetración de la electrificación de forma realista y con objetivos ambiciosos, aunque alcanzables.
CON RESPECTO A LAS SUBASTAS DEL RÉGIMEN ECONÓMICO DE ENERGÍAS RENOVABLES:
El borrador del PNIEC establece objetivos más ambiciosos que el plan actual, lo cual celebramos. Pero no aporta la visibilidad necesaria sobre la evolución del mercado eólico español hasta 2030, en particular porque no está claro qué cambios va a haber para acelerar los permisos (hoy día el mayor freno al desarrollo) ni en la venta de energía (subastas actuales por un volumen muy inferior a los objetivos de crecimiento). Dado el incremento de los objetivos de renovables, se hace necesaria una nueva actualización de los volúmenes mínimos de potencia al alza con cupos mayores para cada tecnología y acordes con sus objetivos de desarrollo, especialmente para la eólica ya que su despliegue ha sido inferior al previsto en el PNIEC. Además, hay aspectos de las subastas que deberían ser revisados en línea con las circunstancias actuales del mercado (incremento en los apuntamientos y curtailments), en particular:
- la duración del esquema de 12 años es inferior a la mitad de la vida de los activos. Dada la incertidumbre de precios debido al incremento de RES en el sistema, que ya se esta observando, es recomendable ampliar la duración del esquema, al menos a 15-20 años en línea con otros países europeos.
- El 25% de exposición a mercado si la instalación cuenta con almacenamiento ha resultado ser infructuoso para el despliegue de este tipo de instalaciones hasta la fecha (además falta una definición de lo que es una instalación “gestionable” en la legislación). Se sugiere que se defina el concepto de “instalación gestionable” y se haga un estudio detallado a nivel de nudos sobre la necesidad de almacenamiento con un apartado detallando la coste eficiencia de posibles medidas a tomar.
CON RESPECTO A LA GENERACIÓN Y POTENCIA EÓLICA PREVISTA EN 2025 Y 2030:
Tomando como referencias las Tablas 17 y 18 del borrador, para las horas equivalentes (heq) de generación de la tecnología eólica se llegaría al resultado de 1.901 heq en 2025 y 1.787 heq. Ambos valores están claramente por debajo de las 2.051 heq que tiene a día de hoy la flota eólica española (datos REE) y de la previsión que se puede hacer para 2025 y 2030 con la nueva potencia instalada para esos años:
– Sin tener en consideración posibles repotenciaciones, la actual flota eólica en 2025 (con un valor conservador de un 1% de perdida de factor de capacidad) estaría generando 2.010 heq. Los 12 GW adicionales de instalaciones eólica (con 3.000 heq) elevarían las horas equivalentes de toda la flota eólica en 2025 a 2.292 heq. mientras que para 2030 serían 2.506 heq. Comparando los datos del borrador con los datos aquí expuestos basados en proyectos recientemente construidos o en tramitación administrativa, se descubre una diferencia en la generación prevista de un -17% para 2025 y de un -28,7% para 2030. Sería conveniente que en el texto se esclareciera si la diferencia es debida a que parte de la energía eólica se almacena y luego se utiliza, o si simplemente son vertidos. Las implicaciones económicas para la viabilidad de las instalaciones son importantes, aunque diferentes; en el caso de ser necesario almacenamiento habría que habilitar las ayudas económicas para su despliegue, mientras que en el caso de ser vertidos, esto de por sí haría inviables económicamente las inversiones en estas instalaciones.
SOBRE LA EÓLICA MARINA
Además de la Hoja de Ruta para el desarrollo de la Eólica Marina y Energías del Mar en España, es necesaria la publicación cuanto antes de otros documentos regulatorios relevantes para el desarrollo de la energía eólica marina en España: actualización del procedimiento administrativo, zonas finales seleccionadas y calendario de subastas, mayor detalle sobre criterios de las subastas, etc.
- Para tratar de alcanzar el objetivo de 2030 de la eólica marina se requiere información como la incluida en los documentos indicados en el punto anterior lo antes posible.
- Además de los objetivos para 2030, se precisa disponer de visibilidad en el medio/largo plazo (2035, 2040, etc.) para proporcionar mayor certeza y confianza en el mercado eólico offshore en España.
- Se debe tener en consideración la necesidad de ampliar el plazo de vigencia de permisos de acceso y conexión, así como el plazo desde adjudicación hasta puesta en marcha hasta, al menos, 7 años, en función del tamaño y complejidad del proyecto, del estado de avance en cuanto a estudios e información previa para la obtención de permisos y la planificación del proyecto, etc.
- Es fundamental incluir cupos para eólica marina en el calendario de subastas establecido en el Artículo 23 de la OM TED/1161/2020 para dar visibilidad al sector.Consideramos que esta revisión del PNIEC debería también incluir un calendario indicativo de los procedimientos de concurrencia competitiva para la eólica marina. Este calendario deberá ser coherente con el objetivo de eólica marina para 2030 y el plazo que precisa el desarrollo de estos proyectos. Este calendario, cuando se detalle a nivel de zonas, deberá priorizar las zonas en coherencia con la ordenación del espacio marítimo, con la capacidad de acceso a la red y con su previsible impacto industrial. Este calendario deberá también ser coherente lo establecido en otras medidas de este PNIEC, tal como el papel de “punta de lanza” que se le otorga a los territorios insulares (particularmente a Canarias), en la Medida 1.22, por su mayor impacto en la reducción de emisiones de GEI e incluso evitando costes actuales para el sistema eléctrico y asociados a los Presupuestos Generales del Estado.
- Para reducir los costes de la tecnología flotante es necesario que el gobierno apoye y promueva inversiones en infraestructura relacionada con los proyectos (puertos tanto para fabricación y/o ensamblaje de flotadores como para integración y montaje de aerogeneradores, puntos de interconexión, redes de transmisión, etc.) y que el coste de estos no deba ser asumido por los desarrolladores a la hora de preparar las ofertas para las subastas.
SOBRE LOS CONCURSOS PARA OBTENER PERMISOS DE ACCESO Y CONEXIÓN A LA RED
Sería conveniente establecer un calendario vinculante para su celebración de cara a asegurar que la tramitación de nuevas instalaciones continue y se siga avanzando en la consecución de los objetivos más allá de 2025-2027.
SOBRE LA REPOTENCIACIÓN DE INSTALACIONES ANTIGUAS
Tal y como se describe en la medida la repotenciación es una oportunidad para maximizar la generación renovable, minimizando el impacto ambiental. Las repotenciaciones implican una reducción muy significativa de el número de turbinas de los parques manteniendo la capacidad de conexión. La reducción del número de turbinas permite en muchas ocasiones liberar espacio para instalar incluso más capacidad de la del parque original. Además, estos parques antiguos están típicamente situados en las mejores localizaciones a nivel de recurso eólico. Por eso, no permitir el aumento de capacidad de conexión para las repotenciaciones significa, en muchos casos, perder generación renovable. En este sentido, se recomienda implantar una medida similar a la que ha adoptado Portugal, que permite aumentar la capacidad de conexión un 20% para plantas repotenciadas.
