El acelerón de las renovables en España encuentra sus límites en 'la isla energética'

Ya llevamos 37 meses consecutivos vendiendo más electricidad a otros países de la que importamos. Es decir, hemos sido exportadores netos desde octubre de 2021 hasta el mismo mes de este año, gracias a los precios eléctricos más competitivos que hemos podido ofrecer a nuestros vecinos. Y todo por el gran despliege de renovables que se está desarrollando en los últimos años. A fecha de hoy, y según Red Eléctrica, tenemos 31,6 GW de potencia eólica instalada y 29,7 de solar fotovoltaica. Por dar una referencia, las centrales de ciclo combinado, que queman gas para producir también electricidad, mantienen una potencia de 26,2 GW. La eólica y la fotovoltaica son las tecnologías con más peso en el mix energético. En 2023, y por primera vez en la historia, más de la mitad de la electricidad generada (50,3%) en España fue por las renovables, sobre todo por el sol y el viento.

«España tiene muy buen recurso renovable, en particular de sol. Tenemos entre un 30 y 50% más horas de sol efectivas que en Centroeuropa. Esto nos proporciona una ventaja competitiva tanto por la disponibilidad del recurso como por el coste medio de la electricidad. Por eso, podemos ser exportadores durante muchas horas del año», explica Luis Atienza, ex director de Red Eléctrica y presidente de Argo Capital.

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Por tanto, son las renovables las que están abaratando el precio de nuestra electricidad. Y eso es muy atractivo para naciones que no cuentan con estos recursos. «El flujo de intercambio de la energía eléctrica es desde donde es más barata hacia donde es más cara. El incremento de generación renovable en España ha contribuido a incrementar la competitividad de los precios a la hora intercambiar electricidad con nuestros países vecinos, ya que las renovables emplean recursos naturales e inagotables para su producción como, por ejemplo, el viento o el sol, lo que reduce los costes», aseguran desde Red Eléctrica. Sirva el ejemplo que ilustra Atienza: «En las horas de sol, el coste de la energía nuclear de Francia no puede competir con el coste de la generación fotovoltaica de España, que está muy por debajo de su parque nuclear actual».

El año pasado tuvimos un saldo neto claramente exportador (13,9 TWh y, en 2022, 19,8). Fue el resultado de vender fuera 25,2 TWh y comprar 11,3 TWh a otros países. Por tanto, exportamos mucho más de lo que importamos. La idea es que en 2030 se dupliquen esas exportaciones netas llegando a los 27 TWh, como es el escenario que plantea la recién aprobada actualización del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (Pniec). Eso significa que podríamos exportar (una vez restadas las importaciones) el «equivalente a un tercio del consumo eléctrico previsto de todos los hogares españoles para ese año», concreta Oliverio Álvarez, socio responsable de Energía, Recursos e Industria de Deloitte.

En 2030 se supone que casi habremos culminado la transición a las renovables (no habrá centrales de carbón y se reducirá lo que aportan las nucleares). El 81% de la electricidad será verde ya que contaremos con 76 GW de potencia instalada en plantas fotovoltaicas y 62 GW en parques eólicos.

Contaremos con excedente eléctrico para exportar más que de sobra y a precios más competitivos. Sin embargo, tenemos un punto flaco: las interconexiones eléctricas con otros países, sobre todo con Francia, que es la puerta que conecta la Península Ibérica con el resto de Europa. El grado de intercambio con el país galo es menor del 3% de la capacidad de producción eléctrica instalada en España. No hemos llegado al objetivo europeo de tener un grado de intercambio del 10% para 2020. Y «todavía estamos lejos de alcanzar el 15% marcado para 2030. Es primordial que sigamos impulsando las interconexiones con el resto del continente», reconocen en Red Eléctrica.

«Estamos muy lejos del objetivo», también considera Oliverio Álvarez. «A finales del ejercicio 2023 -continua- el valor máximo de nuestra capacidad comercial de intercambio eléctrico con Francia no llegaba a 4 GW. Recordemos, además, que, por razones de seguridad, este valor se reduce, y en nuestro caso la capacidad de intercambio de las interconexiones internacionales ascendió a unos 2,7 GW. Estos valores son muy reducidos comparados con los 124 GW de potencia instalada de generación que tenemos. Además, la situación de aislamiento se agrava si hablamos de la capacidad de conexión de la Península Ibérica y añadimos el parque de generación portugués. España es claramente una 'isla energética' y, a pesar de los esfuerzos por incrementar la capacidad de interconexión, lo seguirá siendo durante bastantes años».

Hoy día España dispone de interconexiones eléctricas con Francia (5 líneas), Portugal (11), Andorra (1) y Marruecos (2 cables submarinos), según reza en el actual Pniec, que recoge también las infraestructuras que están previstas construir para el futuro. Habrá una nueva interconexión con Portugal que nos permitirá intercambiar hasta 3.000 MW. Sin embargo, la más importante y que ya está en marcha es la línea de 400 kilómetros, entre el País Vasco y Aquitania (Francia), que atravesará el Golfo de Vizcaya mediante un cable submarino. Después de varios retrasos en la construcción del proyecto y sobrecostes en el presupuesto, está previsto que entre en funcionamiento en 2028. Con esta nueva infraestructura España aumentará la capacidad de conexión en esta frontera a 5 GW (hoy está en 2,8 GW).

Lo que no está claro es lo que ocurrirá con otras dos interconexiones con Francia que estaban previstas en el primer Pniec (2021-2030) y que elevaban nuestra capacidad de intercambio a 8.000 MW. Se trata de una línea entre Aragón y los Pirineos Atlánticos y otra entre Navarra y Landas (Francia) que estarían listas en 2030. Pero el nuevo Pniec las ha retrasado a 2035. Fuentes del sector cuentan que el país galo «ha alegado complejos trámites burocráticos para acometer estas infraestructuras» y de ahí la demora.

A nadie se le escapa que nuestro vecino del Norte siempre ha sido poco partidario de aumentar las interconexiones con la Península Ibérica. «Cuentan con 20 GW de interconexión con sus otros vecinos. Con nosotros solo 2,8 GW», dice Atienza. Este mismo año la Comisión de Regulación de la Energía francesa (CRE) emitió un informe destacando que los costes de estas nuevas líneas son mayores que sus beneficios. «Siempre han sido muy reticentes a realizar más de un proyecto a la vez y ahora están con el del Golfo de Vizcaya. Además tendrían que reforzar su red eléctrica del sur que es muy débil». Pero en el fondo Atienza cree que las nuevas interconexiones «afectaría a la rentabilidad de sus nucleares futuras ya que llegaría nuestra electricidad a precios más competitivos debido a nuestra capacidad fotovoltaica, con un coste variable cercano a cero».

No obstante, para el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (Miteco) los planes siguen como estaban. «Seguimos contemplando 8 GW de interconexión para alcanzar el objetivo del 15% establecido por la Unión Europea que se conseguirán en un horizonte no más tarde de 2035», dicen fuentes de este organismo. «Como resultado de la modificación del plazo previsto para las dos interconexiones por los Pirineos -añaden desde el Miteco-, el Pniec recoge que parte de la energía que se preveía exportar a Francia se aprovechará en España, generando actividad económica e industrial aquí gracias a los precios competitivos de las renovables».

De todas formas, aún llevando a cabo todas esas infraestructuras de intercambio que están previstas, el Pniec reconoce que «no se alcanzarán los objetivos europeos en materia de interconexiones».

La gran capacidad renovable también nos va permitir producir hidrógeno verde en grandes cantidades. Así que cuando tengamos excedente podemos venderlo a nuestros vecinos, como hacemos ahora con la electricidad. La propia Comisión Europea nos señala en el plan REPowerUE como el país con mayor potencial para encabezar el desarrollo del hidrógeno cero emisiones en Europa. Y hemos sido la nación que más proyectos ha presentado a la primera subasta del Banco Europeo de Hidrógeno: 46 de un total de 132.

Aunque en España existen muchos más. Según el Censo de Proyectos de la AeH2 (Asociación Española del Hidrógeno) dado a conocer este misma semana, hoy día hay 361 proyectos sobre hidrógeno verde en el país, 167 de ellos son comerciales (y otros son investigaciones o demostraciones) que en el caso de desarrollarse con éxito supondría 23 GW de capacidad de electrolisis instalada. El Pniec prevé la instalación de 12 GW de electrolizadores para producir hidrógeno renovable de aquí a 2030 (sobre todo para uso industrial y para movilidad).

«El hidrógeno es una enorme oportunidad para España. Por su posición geográfica y clima, su potencial de generación renovable, la robusta red de infraestructuras, la capacidad industrial y el apoyo institucional, España será la región europea que más hidrógeno verde va a producir, y al precio más competitivo. Estamos ante la oportunidad de descarbonizar la industria española y de exportar a los grandes consumidores de Centro Europa, como Alemania», garantiza Arturo Gonzalo, CEO de Enagás.

El objetivo, según el plan REPowerUE, es producir 10 millones de toneladas de hidrógeno renovable en la UE en 2030 e importar la misma cantidad de países terceros. Según ha calculado Enagás, en un escenario medio generaríamos 2,5 toneladas anuales (desarrollando el potencial máximo serían 7,9 millones). «España puede ser exportador, pero Holanda, Bélgica, Alemania y el norte de Europa tienen mucha demanda industrial de hidrógeno y muy poco producción. De ahí la necesidad de que Europa importe hidrógeno», cuenta Javier Brey, presidente de AeH2.

Incluso podríamos convertirnos en un 'hub' del hidrógeno verde. «Podemos ser exportadores y recibir y distribuir el hidrógeno que entre a Europa», afirma Brey. Seríamos la puerta de entrada del hidrógeno producido en Latinoamérica y del norte de África (Marruecos, Egipto, Argelia) que iría a la industria centroeuropea.

Para alcanzar esa meta es necesario comenzar a desplegar una infraestructura del hidrógeno. En ello trabaja Enagás, que ya ha propuesto la primera red troncal del hidrógeno renovable en España y que podrá operar como gestor provisional, según ha aprobado el Gobierno. Se estima que serán unos 3.000 kilómetros de tuberías y conexiones, con dos almacenamientos subterráneos, costará 4.900 millones de euros y se desarrollará a lo largo de diez años. «Todos los proyectos principales de Enagás de esa red han sido aceptados por la UE como Proyectos de Interés Común (PCI), por tanto pueden optar a una tramitación especial y a unos fondos», cuentan desde Enagás. También se utilizaría tramos de la red actual de gas que estén duplicados. Por comparar, «la red de Alemania contará con 9.000 kilómetros de hidroductos y costará 19.000 millones», dicen desde Enagás.

Todo ese entramado conectaría con el famoso corredor H2Med (también un PCI) que se desplegará entre Celorico de Beira (Portugal) y Zamora y tendrá otra conexión marítima desde Barcelona a Marsella (Francia). «A través de H2Med España podrá transportar al corazón industrial de Europa el 10% del hidrógeno renovable que ésta consumirá a partir de 2030, según REPowerEU. Este corredor, impulsado por Portugal, España, Francia y Alemania, es un ejemplo de cooperación europea y de colaboración público-privada», afirma Gonzalo.

«Es una clara ventaja competitiva», también cree Jaume Pujol, socio responsable de Transición en Energía y Recursos de Deloitte, dado que «la infraestructura gasista actual tiene sus limitaciones. España conecta con la UE a través de dos gaseoductos que transcurren desde el País Vasco a Francia. Y existen limitaciones técnicas que no están resueltas sobre el porcentaje de H2 que se puede inyectar en esos gaseoductos mezclándolos con gas».

Pero existe otra barrera que salvar para que se levanten estas infraestructuras: la falta de demanda de hidrógeno renovable «como consecuencia del diferencial de coste existente entre la producción de un kilo de H2 verde, que estimamos en torno a 5-6 euros, y la producción de un kilo de H2 gris que ronda 1,5 euros», explica Pujol.

El consultor añade las consecuencias que conlleva esa diferencia de precios. «La producción de H2 requiere de grandes inversiones que necesitan ser financiadas. Pero es difícil acceder a la financiación si el proyecto no cuenta con un contrato de venta a largo plazo que garantice la estabilidad de los flujos de caja. A los consumidores de H2 gris les es difícil comprometerse a contratos de compra a largo plazo y pagar estos altos precios porque saben que los mismos quedarán fuera de mercado cuando evolucione la curva de aprendizaje que permita producir H2 verde a precios más bajos en el medio plazo. Lo mismo pasa con los promotores de proyectos. Les es complicado tomar la decisión de invertir ahora al coste tecnológico actual porque saben que, en unos años, sus proyectos no podrán competir en precio con los del futuro una vez la curva de aprendizaje haya avanzado y se desarrollen proyectos que producirán H2 a precio más bajo». Aún que con esas barreras que afrontar, España ya ha tomado la senda exportadora para ser una gran batería de Europa.