Perspectivas y posibles escenarios de las renovables en el sistema eléctrico español
Prospects and possible scenarios of renewables in the Spanish electricity system
Resumen
Ante la intensa crisis económica, se ha precisado adecuar técnica y económicamente el sistema eléctrico español. esto ha repercutido de forma negativa en el desarrollo de las energías renovables durante los últimos años. Describiendo las sinergias existentes entre las energías renovables y los demás factores, con su posible evolución, se presentan las perspectivas del sistema eléctrico y la importancia de las medidas de eficiencia en la generación de energía.
Recibido: 28 de julio de 2015
Aceptado: 24 de octubre de 2015
Palabras clave Keywords
Energías renovables, sistema eléctrico español, déficit de tarifa, eficiencia energética, electricidad
Abstract
In an intense economic crisis the Spanish electrical system has been required to be adapted technically and economically. This has supposed a negative impact on the development of renewable energy in recent years. Explaining the correlations between renewables and other factors, with its possible evolution, the prospects of the electrical system and the importance of efficiency measures in power generation are presented.
Received: July 28, 2015
Accepted: October 24, 2015
Keywords
Renewable energies, Spanish electrical system, tariff deficit, energetic efficiency, electricity
Introducción
Las líneas marcadas por Europa en el PANER 2011-20 (PANER, 2010) presentaban un escenario en 2020 en el que la energía renovable tendría una presencia destacada en el sistema eléctrico. También se valoraba la contribución alcista del gas natural en detrimento, principalmente, del fuel y del carbón. España se plantea llegar al año 2020 con un planteamiento similar al europeo, pero durante el camino se ha visto obligada a estructurar su sistema eléctrico técnica y económicamente.
Las iniciativas desarrolladas en los últimos años (REE, 2015) pretenden aportar al sistema eléctrico mayor consistencia técnico-económica para no tener, por ejemplo, unos sobrecostes por contratos de interrumpibilidad, unos sobrecostes insulares de producción o una necesidad de centrales de apoyo para cubrir la imprevisibilidad de determinadas tecnologías (CNMC, 2015). Se pretende mejorar las infraestructuras eléctricas entre islas y con los países vecinos para poder disponer de mayor dinamismo en las posibilidades del suministro eléctrico. Al incrementar la capacidad de transmisión con países del entorno se posibilita el intercambio eléctrico en ambas direcciones, de tal forma que esto pueda servir tanto para cubrir cortes imprevistos de energía eléctrica o incrementos de demanda en horas punta, como para posibilitar un nuevo mercado para suministrar energía excedentaria, la cual, es originada bien por la imprevisibilidad de algunas tecnologías o bien por el exceso de capacidad de generación en España.
Todas estas iniciativas conllevan un sobrecoste inicial de inversión pero se entiende que una vez amortizadas estas, los beneficios aportados se podrán transformar en inversiones de otras índoles. De hecho, y teniendo en cuenta la necesidad de introducir criterios de eficiencia económica en el desarrollo de la red de transporte, el operador del sistema, REE, realizará un análisis coste-beneficio para cada una de las nuevas actuaciones estructurales de la red de transporte siguiendo los principios generales de la metodología coste-beneficio elaborada por ENTSO- E (European Network of Transmission System Operators for Electricity) para la Comisión Euro-pea, adaptados a las particularidades del sistema eléctrico español (planificación energética, 2014).
Por otro lado, se espera finalizar con el sobrecoste de la moratoria nuclear en 2020 (CNMC, 2015) y reducir los costes asociados al carbón nacional, con la reducción de las minas de extracción y la reconversión de las correspondientes centrales térmicas a centrales de gas. También se valora el progresivo cierre de algunas centrales térmicas dada su escasa rentabilidad (planificación energética, 2014) (Consejo Europeo, 2010) (Key World Energy, 2015) no instalando ningún nuevo grupo térmico durante el periodo 2015-20.
Como se observa, todo lo comentado son costes de carácter temporal, pues se estima que a medio plazo tendrán su liquidación final. Pero todo ello sumado a la compleja situación económica y a un déficit de tarifa acumulado de 31.732 millones de euros en mayo de 2014 (informe marco, 2014) animaron al Gobierno español a la supresión de los incentivos para la construcción de nuevas instalaciones con derecho a retribución (Ley 24, 2013) con carácter temporal, que evitara la generación de más déficit tarifario y mientras, plantear un nuevo sistema de retribución más sostenible para afrontar objetivos futuros.
A continuación se van a desglosar los factores influyentes en las perspectivas de la evolución de la demanda energética. Posteriormente, se presentan las sinergias existentes entre las energías renovables y el sistema eléctrico español. Para concluir se remarca la necesidad imperiosa por parte de los sistemas de generación con fuentes renovables de mejorar su eficiencia productiva para hacer frente a las reducidas retribuciones que se plantean en próximos escenarios.
sistema eléctrico español, renovables y eficiencia
Evolución de la demanda de energía eléctrica y factores relacionados
Estudios realizados sobre la evolución de la demanda energética de un país (PANER, 2010) (informe marco, 2014) presentan como factores relacionados con su magnitud la variación porcentual del producto interior bruto (PIB), la evolución demográfica y su consumo energético asociado y las medidas adoptadas en referencia a la eficiencia energética1.
El principal factor que considerar, de los tres expuestos, es la variación porcentual del PIB nacional (véase la figura 1 para el caso de España [REE, 2015] [informe marco], 2014). En dicha figura se comprueba que en la mayor parte de los casos, cuando la variación porcentual del PIB nacional se mantiene positiva, la demanda energética evoluciona favorablemente. En cambio, con una variación del PIB negativa, la demanda energética decrece, en el caso de que fuera nula, o bien cambia de tendencia o se mantiene plana. También se experimenta una respuesta en la tendencia de la demanda energética cuando a mediados del año 2009 la variación del PIB cambia bruscamente su tendencia, pero en este caso particular de rebote también se observa un paralelismo de ambas tendencias.
Cuando se analiza la relación entre la evolución demográfica y la demanda energética se puede observar para 2012, la tendencia de los españoles ha variado muy levemente en la última década. Por tanto, se puede establecer que la tendencia demográfica, en especial de la inmigración, depende del PIB pero incrementa la influencia de este último sobre la demanda energética puesto que el consumo energético asociado a la inmigración también desciende.
Por último, al respecto de la eficiencia energética, se observa que también se encuentra influida por la variación del PIB nacional (ADEME, 2012), lo cual establece que un PIB positivo se relaciona con un incremento positivo del ahorro de energía por la aplicación de medidas de eficiencia energética para disminuir el consumo, lo cual, a su vez, reduce la demanda energética. Por tanto, esta triple correlación entre PIB-eficiencia-demanda presenta la eficiencia energética desde el punto de vista del consumidor como causante de un efecto amortiguador en la repercusión de la variación del PIB sobre la demanda energética (informe marco, 2014). El cumplimiento de los objetivos de la Unión Europea referidos a la eficiencia energética, exige que, para el conjunto de la energía final, la intensidad energética2 (WEC, 2004) (Enerdata, 2010) (consumo de energía final/PIB) disminuya el 1,6% de media anual de forma sostenible hasta 2020, pero dada la situación coyuntural de recuperación económica, se estima por parte del Gobierno español que es más apropiado calcular una intensidad energética más reducida. En el desglose de las energías, la intensidad eléctrica final (consumo de electricidad/PIB) baja significativamente en el periodo de previsión a 2020, un 0,5% anual (informe marco, 2014).
Por tanto, después de las observaciones expuestas y para una estimación genérica a corto-medio plazo, se puede estimar una continuidad en la tendencia poblacional de origen y unas
medidas de eficiencia energética que
influirán amortiguando levemente la
repercusión de la variación del PIB. En
definitiva, se debe centrar el estudio
de la evolución de la demanda energética,
principalmente, en la variación
porcentual del PIB nacional (informe
marco, 2014).
A principios de 2015, los organismos
internacionales preveían un remonte
de la economía internacional
y un crecimiento al alza del PIB español3,
lo cual, como se ha comprobado,
estará asociado a un incremento
de la demanda energética. Al mismo
tiempo, el precio del barril de crudo
Brent pasó de costar 114,46 dólares a
45,13 en aproximadamente seis meses
(EIA, 2015). Suponiendo una positiva
repercusión de la vuelta de Irán como
país exportador de crudo, se prevé una
estabilización en precios de mercado
más razonables que los habidos en los
últimos años (figura 3). Por tanto, parece
ser que las medidas adoptadas y
las nuevas situaciones económicas coyunturales
se traducirán en una mejora
que permitirá afrontar nuevos retos
u objetivos.
Energías renovables en el sistema energético
Si se desea valorar la evolución del
déficit de tarifa para determinar el
futuro escenario del sistema eléctrico
a medio o largo plazo, es harto complicado,
puesto que hay factores muy
determinantes en las tendencias que
afectan notablemente al sistema eléctrico,
ejemplos que se encuentran en
las decisiones políticas o en aspectos
sociales, todo lo cual obliga a revisar
los planes energéticos cada 4-5 años o
cuando las necesidades lo requieran.
De hecho, hay redactada una primera
propuesta de planificación energética,
Plan de desarrollo de la red de transporte
de energía eléctrica, 2015-2020 (planificación
energética, 2014) en la que se
establecen nuevos objetivos a 2020,
menos optimistas que los planteados
en el PANER 2011-20, pero adaptados
a las situaciones coyunturales
experimentadas y que representan la
imposibilidad existente en el cumplimiento
de los objetivos marcados
al inicio (tabla 1). En Alemania, en
julio de 2014, también se realizó una
reforma de la Ley Erneuerbare-Energien-
Gesetzes (EEG) (Bundesgesetzblatt
33, 2014) reduciendo las
expectativas a 2020, pero manteniendo
la misma disposición hacia las
tecnologías de generación eléctrica
renovable. Por ejemplo, se reducen las
expectativas de energía eólica offshore
para 2020 de 10 a 6,56 GW. En el caso
español, partiendo de la potencia instalada
en 2012 y apostando principalmente
por las tipologías más maduras
o con menor retribución (Esteban,
2013) se experimenta una reducción
de las expectativas inicialmente generadas
del 46% en el caso de la eólica
terrestre y del 63% en el caso de la solar
fotovoltaica.
Ahora bien, lo que sí es posible representar
es la estrecha relación encontrada
entre el déficit de tarifa con, por
una parte, la contribución de las renovables
en la demanda energética total
y, por otra parte, con la cuantía total
de las retribuciones correspondientes.
La contribución de las renovables y la
demanda energética están a su vez muy
asociados puesto que al tener prioridad
de acceso se entiende que la magnitud
de energía renovable será la misma independientemente
de la demanda que
exista. Por tanto, a menor demanda se
tendrá mayor contribución de las renovables
en el suministro de energía.
La cuantía de las retribuciones a las renovables, las cuales representan la mayor parte de las retribuciones aportadas (CNMC, 2015), dependen principalmente de dos factores: la cuantía de la retribución por megavatio hora generado (€/MWh) y la totalidad de los megavatios hora suministrados, ambos por cada tecnología renovable.
Por otro lado, se tiene que la cuantía de las retribuciones está íntimamente relacionada con la rentabilidad de la inversión para los inversores de las empresas energéticas. Es decir, cuanto mayor es la retribución aportada a las empresas energéticas, mayor es el interés de estas por invertir en las instalaciones. En cambio, y al mismo tiempo, mayor es la posibilidad de incrementar el déficit tarifario.
Un ejemplo de las sinergias presentadas se tiene con el recorte establecido por el Gobierno a las retribuciones a las renovables a fecha de enero de 2015. A raíz de este recorte las empresas energéticas han dejado desiertos varios concursos para la construcción de centrales aun teniendo la preasignación concedida con anterioridad, lo cual hace patente la intensa repercusión existente (Bogás, 2013). Por tanto, cuando se reducen las retribuciones significativamente, el interés inversor también decrece notablemente. Para describir las posibles sinergias existentes entre los factores condicionantes (la contribución a la demanda de las energías renovables, la retribución establecida a su producción y el total de la correspondiente energía generada) sobre el déficit de tarifa y la rentabilidad, así como los órganos decisorios sobre cada una de ellas, se presenta la tabla 2.
Si se tiene en cuenta que la contribución de las renovables al sistema eléctrico es una decisión medio establecida entre el Gobierno español y la Unión Europea plasmada en los planes energéticos y que la retribución específica asignada a cada tecnología es cuestión principalmente del Gobierno, animado por la Unión (Directiva Europea, 2009), se estima que el único factor condicionante, de los tres presentados, en el que el inversor puede decidir libremente, es en los megavatios-hora generados por sus instalaciones y sus características de producción.
La rentabilidad de la inversión, aparte de otros muchos factores, dependerá principalmente de la retribución recibida, pero también del coste que le supone al inversor generar dicho megavatio hora. Cuanto mayor sea la retribución recibida, el inversor tendrá mayor interés en instalar nuevas centrales. Al reducirse la retribución recibida, los ingresos se deben compensar con un aumento de los MWh generados o una reducción del coste del MWh generado, ambas tareas relacionadas con la eficiencia productiva de la central generadora (Balbás, 2014) y en especial de las existentes.
Perspectivas y posibles escenarios
De todo lo expuesto, y valorando una continuidad de la tipología del sistema y un incremento de la contribución de las energías renovables, bajo el cumplimiento vinculante de los objetivos establecidos, se pueden obtener las siguientes conclusiones:
La retribución específica asignada a las renovables va a estar muy condicionada por el PIB, la demanda energética y la contribución de las renovables al sistema eléctrico. Además, va a ser el arma principal que el gestor correspondiente utilice para frenar el déficit de tarifa, al igual que se utiliza el incremento de la factura eléctrica al consumidor.
Por tanto, mientras no haya otros ingresos adicionales al sistema eléctrico, vía Presupuestos Generales del Estado, que valoren otras aportaciones que realizan las energías renovables, como la generación de empleo o en mayor medida que en la actualidad, las ventajas ecológicas (Deloitte, 2012), el inversor deberá optar por las vías de mejora de su rentabilidad desde una perspectiva propia y relativa a sus instalaciones, aumentando la eficiencia productiva de las mismas.
Aunque a principios de 2015 existan nuevos mercados exteriores al español para los inversores en sistemas de generación renovable, como la energía eólica offshore, en el Mar del Norte (McGarley & Cowdroy, 2010) o energía eólica onshore en países asiáticos o sudamericanos principalmente (WEO, 2013), en España, se estima que habrá nuevas retribuciones para el cumplimiento de los objetivos nacionales en el año 2020, y los inversores puedan volverse a sentir atraídos por el mercado nacional. Según el PANER 2011-20, la planificación energética, Plan de desarrollo de la red de transporte de energía eléctrica, 2015-2020 y el refuerzo realizado en el sistema de transporte de energía eléctrica (REE, 2015) es de suponer que desde el órgano gestor se fomentará el incremento de capacidad productiva dando especial importancia a la mejora de la señal y gestión de la energía eléctrica generada y al aprovechamiento del mallado eléctrico existente, cuestiones ambas, favorecedoras técnica y económicamente para el sistema eléctrico.
Posiblemente, la bonanza de las inversiones en energías renovables que vierten energía a la red haya finalizado o disminuya significativamente, para comenzar algunas de las tecnologías, especialmente aquellas con menor retribución, eólica terrestre, minihidroeléctrica y biomasa (CNMC, 2015) (Esteban, 2013) que se genera en una segunda etapa de explotación, en la que pasen a tratarse como tecnologías de generación tradicionales con una pequeña retribución específica u otras alternativas como subvenciones a la construcción inicial. También es de suponer una menor capacidad para instalar de las instalaciones de energías renovables que precisen mayor retribución, puesto que si no es así no se podrá hacer frente al incremento de los costes retributivos y el consecuente aumento del coste de la energía para el consumidor.
Por tanto, a partir de ahora la eficiencia productiva en la generación de energía eléctrica mediante recursos renovables toma suma importancia, y se precisa incrementar los beneficios de la central para compensar la posible falta de retribución. Estos beneficios se podrían recoger bien reduciendo los costes de inversión y/o explotación de la central sin pérdida de seguridad o bien de aumentar la eficacia generadora o rendimiento de la instalación, es decir, la ratio formada por la energía generada entre la potencia instalada, lo cual posibilitaría un aumento de los ingresos (Balbás, 2014). Además, si se llegase a condicionar la prioridad de acceso para las energías renovables a la igualdad de condiciones en el mercado, aún sería más importante reducir el coste de producción por megavatio-hora de dichos procesos de generación.
Por último, si se plantea un escenario a más largo plazo, todo lo establecido anteriormente posiblemente tenga mayor fundamento puesto que, por un lado, las previsiones demográficas de origen (INE, 2012) son más bien poco alentadoras4 y, por otro lado, el incremento de las medidas de eficiencia energética y autogeneración pronostican una menor repercusión de la variación positiva del PIB sobre la demanda energética (Key World Energy, 2015). Pero, además, con el decremento poblacional y el aumento de las medidas de eficiencia energética, existirá una mayor repercusión en una hipotética variación negativa del PIB sobre la demanda energética, lo cual unido al propuesto aumento de la contribución de las energías renovables al sistema eléctrico, hagan todavía más necesario una mayor autonomía de las energías renovables de las retribuciones percibidas (Balbás, 2014). Este aspecto se puede plantear, por parte de los inversores, mediante la reducción de costes de producción y el aumento de la productividad, tal como se ha comentado con anterioridad.
De hecho, el 13 de abril de 2015 el Ministerio de Industria, Energía y Turismo presentó a la Comisión Nacional del Mercado y la Competencia, CNMC, una propuesta (Proyecto de Orden, 2015) en la que se regula el procedimiento de asignación del régimen retributivo específico de una convocatoria para 200 MW a partir de biomasa y 500 MW de tecnología eólica. En dicha propuesta, y en conformidad con lo comentado anterior-mente, primero se anima a la mejora de la eficiencia de las instalaciones existentes y, segundo, presenta un estándar de “instalación tipo” fijado para la inversión inicial más próximo a los costes de las turbinas que a los costes totales del proyecto, de modo que la convocatoria puede resultar más atractiva para las ampliaciones, remaquinaciones5 o repotenciaciones de parques eólicos existentes que para instalaciones nuevas.
Conclusiones
La crisis internacional ha puesto de manifiesto que alcanzar unos objetivos que aporten independencia energética y sostenibilidad ambiental no va a ser tarea fácil y menos desde el punto de vista económico, dado que se precisa de una adecuación del sistema que acarrea sobrecostes económicos. En España, previsiblemente, las ventajas de una nueva coyuntura evitarán nuevos incrementos significativos de la factura eléctrica, pero difícilmente puedan acarrear una reducción del coste de la electricidad a corto-medio plazo, debido principalmente a que en la actualidad existe un significativo déficit acumulado, que también ha resultado limitante al desarrollo de las energías renovables. Se estima que una vez resuelto el déficit y acondicionada la red eléctrica, se vuelva a fomentar la generación mediante recurso renovable para hacerla más atractiva a los inversores y cumplir los objetivos vinculantes de los planes energéticos establecidos.
Se ha presentado el PIB como principal factor influyente en la evolución de la curva de la demanda energética sin minusvalorar en un futuro el efecto amortiguador de las medidas de eficiencia energética realizadas por los consumidores.
Se ha previsto que la curva de la demanda de energía crecerá en menor proporción que la contribución de las energías renovables, debido, en parte, a las medidas de eficiencia energética adoptadas por los consumidores. Además, tal como se ha establecido, si la potencia instalada de energía renovable se incrementa, con el correspondiente incremento de contribución de energía a la curva de demanda, el margen de maniobra en la retribución aportada será aún más reducido y una hipotética nueva reducción del PIB causaría un mayor impacto negativo.
Por tanto, según lo establecido es de suma importancia que el inversor se independice en lo posible de las retribuciones recibidas buscando con medidas de eficiencia energética en la generación tanto de las nuevas instalaciones como de las existentes una reducción de costes operativos o un mayor aprovechamiento de los recursos existentes.
Como futura línea de estudio y avalada con la propuesta presentada por el Ministerio de Energía y Turismo, se tienen la remaquinación y la repotenciación eólica como medidas de eficiencia energética muy adecuadas tanto para el inversor como para el sistema eléctrico español.
Notas
1 Las medidas adoptadas para fomentar la autogeneración eléctrica y la eficiencia energética tendrán la misma repercusión respecto a la evolución de la curva de la demanda de energía eléctrica, puesto que ambas medidas implican una reducción de la demanda de energía eléctrica al sistema, por parte de los consumidores o usuarios finales.
2 Para evaluar los resultados aportados en los distintos países por las políticas y medidas de eficiencia energética efectuadas, también se utiliza el “Índice de Eficiencia Energética, ODEX”, creado mediante el Proyecto ODYSSE-MORE y con una base de datos realizada desde el año 1990. Dicho índice desglosa los campos tratados, en transporte, doméstico, industria y servicios para tener mayor conocimiento de la influencia de las variables. Además, extrae del índice factores influyentes en los precios, cambios estructurales, el PIB, etc.
3 Por un lado, el Fondo Monetario Internacional (FMI) y, por otro, la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económico (OCDE) estiman una variación del PIB español para 2015 del 2% y del 1,7%, respectivamente.
4 Las previsiones establecidas por el Instituto Nacional de Estadística son una reducción progresiva de la población española, cuantificándose en el -2,46% para el año 2022, en el -2,75% para 2032, en el -2,39% para 2042 y en el -2,84% para 2052, resultando en una población total de 41.558.096 a 1 de enero de 2052.
5 Se denomina remaquinación a la acción de cambiar las máquinas generadoras de una central por otras de mejores prestaciones pero de similar potencia de generación.
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