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Especulación, cuellos de botella... España, ante el reto de lograr una red eléctrica 100% renovable
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Especulación, cuellos de botella... España, ante el reto de lograr una red eléctrica 100% renovable

Los representantes del sector advierten de los 'cuellos de botella' en la aprobación de los accesos a la red, y piden revisar los permisos que están otorgados, pero no se han ejecutado

Entre los aspectos más relevantes, las redes eléctricas del futuro deben ser sostenibles y descarbonizadas; eficientes y seguras, para hacer frente a ciberataques y atender los picos de mayor demanda en hogares, comercios e industrias; y asegurar la capacidad de acceso de las nuevas instalaciones renovables al sistema.

Es en este último punto es en el que la red eléctrica española presenta más problemas y dilaciones. Una competencia que recae en las Comunidades Autónomas, en los parques renovables de menos de 50 MW y en la Administración central. A esto se suman los desafíos que plantea el autoconsumo en un sistema de redes eléctricas dinámica y bidireccional, para que millones de hogares y comercios puedan gestionar su consumo de energía y verter los excedentes a la red, ajustando el suministro a sus necesidades, y con millones de puntos de recarga para vehículos eléctricos.

Estas fueron algunas de las conclusiones más destacadas por los representantes del sector eléctrico durante el debate ‘Retos de la red eléctrica para hacer frente a una economía descarbonizada’, organizado por El Confidencial y Schneider Electric. En él participaron Martina Tomé, vicepresidenta de la división de energía Power Systems en Schneider Electric Iberia; Juan José Picón, director de Operaciones y Servicios a Terceros Centralizados de UFD Naturgy; Rocío Sicre del Rosal, directora general de EDPR para España; y Francisco Javier López, miembro de la Junta Directiva y portavoz de ASEME.

El PNIEC prevé que la generación de energía renovable aumente desde el 46%-51% actual hasta el 74% en 2030

Actualmente, el sistema está compuesto por más de 630.000 kilómetros de redes eléctricas de alta, media y baja tensión, unas 2.500 subestaciones eléctricas y más de 220.000 centros de transformación. Una colosal infraestructura en plena evolución: desde la manera en que se genera la energía con las fuentes intermitentes, como la eólica y solar, hasta su transporte, distribución y consumo. El Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) prevé que la generación de energía renovable aumente desde el 46%-51% actual hasta el 74% en 2030, y alcance el 100% en 2050. Una meta que los distintos expertos que participaron en el debate consideraron factible, pero que necesitaría de un marco regulatorio más dinámico y versátil que tenga en cuenta las nuevas necesidades del sector.

'Cuellos de botella' en los accesos

“Tenemos las fuentes y los ingredientes; viento y sol, y una buena base para que se pueda cumplir [esta meta de generación de energía basada en las renovables]. Pero se tiene que permitir que la red eléctrica complete su transición para que integre todas las energías de forma descentralizada y digitalizada”, señaló Martina Tomé, vicepresidenta de la división de energía Power Systems en Schneider Electric Iberia.

placeholder Martina Tomé, vicepresidenta de la división de energía Power Systems en Schneider Electric Iberia.
Martina Tomé, vicepresidenta de la división de energía Power Systems en Schneider Electric Iberia.

En la misma línea, Juan José Picón, director de Operaciones y Servicios a Terceros Centralizados de UFD Naturgy, se mostró optimista con los objetivos marcados, aunque advirtió del colpaso en la aprobación de los accesos a la red de los nuevos parques renovables, así como en los permisos que están otorgados, pero que no se han ejecutado. “La Administración tiene que ser capaz de gestionar esta carga de trabajo y el pico de proyectos para que no se conviertan en un 'cuello de botella', que tienen que pasar por las distintas delegaciones territoriales y el Ministerio. Al final hay que despachar los proyectos en plazo”, pidió Picón.

El representante de Naturgy también solicitó revisar todos “esos permisos de acceso y conexión a la red eléctrica, que están otorgados y no se han ejecutado”. “Hay que pensar que hay una potencia en la red que está comprometida para aquellos que en su día lo solicitaron, pero que no han desarrollado el proyecto por los motivos que sean. Tenemos potencia de generación comprometida en determinados nodos a nombre de un peticionario que está impidiendo que otro solicitante pueda verter energía con su proyecto”, añadió el director de Operaciones y Servicios a Terceros Centralizados de UFD Naturgy.

placeholder Rocío Sicre del Rosal, directora general de EDPR para España.
Rocío Sicre del Rosal, directora general de EDPR para España.

La Comisión Nacional de los Mercados y Competencia (CNMC) advirtió en junio la necesidad de “atajar” la especulación existente con los puntos de conexión para los futuros proyectos renovables. Mediante una circular sometida a consulta pública, el regulador energético llamó a redoblar los esfuerzos para distinguir las peticiones respaldadas por proyectos sólidos de aquellas que pudieran tener un mero carácter especulativo, tratando de obtener “un beneficio con la transmisión de los permisos”, y que impide a otros promotores desarrollar proyectos renovables viables.

Rocío Sicre del Rosal, directora general de EDPR para España, destacó que todas las empresas “se han volcado en el desarrollo de renovables”, pero “nos estamos encontrando un colapso en la Administración incapaz de gestionar el elevadísimo volumen” de proyectos.

Un año de moratoria y nueva regulación

“Venimos de un año de moratoria [en los permisos de acceso y conexión a la red, que terminó el pasado 1 de julio], tenemos nueva normativa con nuevas reglas y un periodo covid que tampoco ha ayudado. Es necesario que la Administración acompañe de una forma ordenada para que seamos capaces de ejecutar estas inversiones y los fondos europeos de una forma eficiente”, dijo la directora general de EDPR para España, sobre la nueva regulación de acceso y conexión, que establece unos plazos -con unos hitos intermedios- para los nuevos proyectos renovables en los próximos cinco años.

El Plan de Desarrollo de la Red Eléctrica 2021-2026, que gestiona Red Eléctrica Española (REE) como responsable del transporte de energía y las líneas de alta tensión, prevé una inversión de 6.668 millones de euros: 5.629 millones para el desarrollo de infraestructuras en los sistemas eléctricos nacionales, y 1.064 millones de euros para reforzar las interconexiones. El plan estima que el 69% de la nueva generación renovable se conectará mediante instalaciones existentes o ya planificadas previamente, mientras que un 31% requerirán de nuevas actuaciones.

placeholder Francisco Javier López, miembro de la Junta Directiva y portavoz de ASEME.
Francisco Javier López, miembro de la Junta Directiva y portavoz de ASEME.

Este tipo de infraestructuras se retribuyen de forma regulada con cargo a la tarifa eléctrica de los consumidores. Para evitar desviaciones y déficit imprevistos, el volumen de inversiones no puede superar anualmente el 0,065% del PIB para el transporte –la inmensa mayoría a cargo de REE-, mientras que el gasto en redes de distribución no puede superar el 0,13% del PIB.

“Todas las empresas distribuidoras de España, independientemente de su tamaño, tienen la misma obligación para garantizar el suministro. Pero la capacidad de desarrollar ciertas inversiones es más complicado para las distribuidoras pequeñas que para las que tienen más músculo financiero”, dijo Francisco Javier López, miembro de la Junta Directiva y portavoz de la Asociación de Empresas Eléctricas (ASEME). “La inversión no debe ser una línea base para todas, sino en función del beneficio que queremos obtener del sistema”, añadió sobre este tope máximo de inversión.

El portavoz de ASEME también criticó los retrasos para acceder a los fondos europeos: “A día de hoy, no hemos accedido a ese tipo de ayudas, y no lo vemos ni cercano, a pesar de haber hecho todos los movimientos necesarios para favorecer los concursos de las administraciones púbicas y poder acceder a esos fondos”.

Ayudas del IDAE para el autoconsumo

Como punto positivo, López destacó los 660 millones de euros -ampliables a otros 660 millones-, aprobados en junio por el Gobierno para los proyectos de autoconsumo en residencias, comercios, industrias y sector público. Estas subvenciones serán coordinadas por el Instituto para la Diversificación y el Ahorro de la Energía (IDAE) y agregarían al menos 1.850 MW de generación renovable a la red.

Pero reclamó un mayor diálogo con las Administraciones para impulsar el autoconsumo en España: “Hemos sufrido regulaciones en las cuales no se nos ha tenido en cuenta. Como distribuidores, somos la puerta de acceso de cualquier agente que necesite interactuar con el sector eléctrico, y vierta energía aguas arriba”, agregó el representante de ASEME sobre los desafíos del autoconsumo.

placeholder  Juan José Picón, director de Operaciones y Servicios a Terceros Centralizados de UFD Naturgy.
Juan José Picón, director de Operaciones y Servicios a Terceros Centralizados de UFD Naturgy.

El director de Operaciones y Servicios a Terceros Centralizados de UFD Naturgy puso como ejemplo “algunas normativas aprobadas” que ponen trabas al sistema del autoconsumo “por no preguntar al sector”, como el acceso doméstico de menos de 15KW en entornos urbanos. “Todo el registro en los Gobiernos autonómicos, la comunicación con las distribuidoras y las comercializadoras… Se puede hacer más fácil y simple, para que sea el comercializador el que traslade todos los trámites al distribuidor”, dijo. Lo mismo sucede, según Picón, con los Certificados de Instalación Eléctrica (CIE), que elabora cada Comunidad Autónoma en lugar de existir un único certificado común a nivel nacional. “Hay mucho recorrido para hacerlo más eficiente y a la primera”, agregó el representante de Naturgy.

A pesar de estas mejoras en el marco regulatorio y la dilación en los accesos y conexión a la red eléctrica, los ponentes destacaron la madurez de la misma en España, tanto para asegurar el suministro en un entorno de altos precios de la energía como para gestionar la intermitencia de las fuentes renovables. “En España tenemos una capacidad instalada que duplica, ahora mismo, la demanda. El sector sigue implementando la instalación de renovables y cuenta con un operador de red eléctrica, que ha sido capaz de duplicar la propia tensión para la integración de renovables en la red”, explicó Sicre. “Tenemos una red eléctrica segura y fiable. Las plantas de ciclos combinados están paradas muchas horas al día, y funcionan de respaldo cuando no hay viento o sol. No tenemos déficit de energía eléctrica en España”, zanjó Picón sobre los mensajes de alarma en Austria y Europa central ante la posibilidad de un apagón a gran escala durante el invierno.

Entre los aspectos más relevantes, las redes eléctricas del futuro deben ser sostenibles y descarbonizadas; eficientes y seguras, para hacer frente a ciberataques y atender los picos de mayor demanda en hogares, comercios e industrias; y asegurar la capacidad de acceso de las nuevas instalaciones renovables al sistema.

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