En 2023 se alcanzó, como se preveía, el hito de que las renovables generen más de la mitad de la electricidad en España. A finales de diciembre, Red Eléctrica de España (REE), operador del sistema, cifraba provisionalmente el peso de las energías limpias en el mix en el 50,8% del total, con un máximo histórico de producción de unos 135.000 gigavatios hora (GWh).
Los datos del operador del sistema, todavía provisionales, confirman que se ha rebasado esa barrera del 50% y permiten observar cómo ha cambiado el mix en la última década, con un vuelco hacia las renovables mientras el carbón, la fuente más contaminante, ha pasado a tener un papel residual.
El consultor y experto en renovables Francisco Valverde apunta dos grandes claves que explican lo ocurrido en 2023. La primera, la aportación de la fotovoltaica, sobre todo a partir del verano, cuando hubo una drástica reducción del denominado hueco térmico (la parte del consumo que tienen que cubrir las fuentes tradicionales, como el gas), tendencia que, apunta, va a continuar este año.
La segunda clave es la mejora de la producción hidroeléctrica en el último trimestre de 2023. Pese a la sequía en varias cuencas, “cuando hablamos de electricidad, donde hay que fijarse es en el Noroeste, que ha estado a rebosar”. Esto ha impulsado mucho la generación desde mediados de octubre. Y en 2023 se registró un nuevo máximo de 180 días con mayoría de generación con energía limpia, casi el doble que en 2022.
El año de la invasión de Ucrania y de la gran crisis energética fue un ejercicio atípico: la producción hidroeléctrica se desplomó, la eólica (que ha vuelto a ser la primera fuente en 2023) tampoco acompañó y hubo que recurrir a la quema masiva de gas (centrales de ciclo combinado) para poder cubrir la demanda.
Algunas voces alertaron en 2022 de un “regreso” del carbón, pero la diversificación del mix (gracias no solo a las renovables, sino también a la nuclear y el gas) permitió que se quedara en un repunte puntual en el otoño de aquel año, como se observa en este gráfico:
En 2023, el carbón se ha quedado en un mínimo del 1,5% que contrasta con el porcentaje cercano al 20% que todavía tenía esta fuente en 2012. Ese año, las tecnologías no renovables copaban todavía el 70% de la tarta de producción.
Fue en 2012 cuando el PP, recién llegado al gobierno, aprobó una moratoria a la instalación de nuevas plantas de renovables (que entonces cobraban ayudas a cargo del recibo de la luz) ante el multimillonario déficit de tarifa (diferencia entre ingresos y costes regulados de generación).
El parón truncó el desarrollo del sector de las renovables durante años y provocó un éxodo de profesionales del sector a otros destinos más, en una dinámica que se ha dado de vuelta en los últimos años.
Si se analiza el largo plazo, se observa que la generación solar ha aumentado un 229% en comparación con 2013. Este periodo también ha vivido un gran repunte del uso de las centrales de ciclo combinado. Las emisiones de estas plantas, instaladas sobre todo en la primera década de este siglo, son aproximadamente una tercera parte de las de carbón.
En tiempos denostadas por los jefes de las grandes eléctricas por las elevadas primas que entonces cobraban, las renovables desde hace años no necesitan subvenciones, a diferencia de lo que ocurría antes de esa moratoria de 2012. Y se han consolidado como la fuente más barata para generar electricidad.
Esa lógica económica es una de las claves que explican el ocaso de un carbón que ha dejado de ser competitivo. Las exigencias medioambientales de la UE y la subida del coste de contaminar (los derechos de emisión) han hecho el resto. En 2018, cerraron las últimas minas de carbón en España por imperativo europeo (las explotaciones debían cerrar o devolver más de 500 millones en ayudas públicas). Tras la clausura de las centrales que quemaban mineral nacional, le ha tocado al resto.
2024 ha comenzado con la baja de la central de carbón de Endesa en As Pontes (A Coruña), con más de 1.400 megavatios (MW) de potencia (más que una central nuclear), que se había clausurado en 2021 y llegó a reactivarse en noviembre de 2022. Con ello, la potencia instalada del carbón en España se ha quedado en 2.064 MW, apenas un 1,6% del total. En 2020 todavía quedaban cerca de 10.000 MW.
Tras el cierre de As Pontes, el parque de carbón se limita ya a cinco centrales mucho más pequeñas que se adaptarán a otros combustibles o cerrarán, con la previsión del abandono total de esta fuente el próximo año, recogida en el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC).
El nuevo borrador de este documento presentado en junio pasado a la Comisión Europea plantea que en 2030 el peso de las renovables en el mix sea del 81%, frente al 74% del plan vigente publicado en abril de 2020. Ese 81% se traduciría en que las energías limpias supondrán el 48% de toda la energía consumida (no solo electricidad) cuando acabe esta década.
España se está consolidando como país exportador de electricidad tras años comprando luz a las nucleares francesas gracias a los precios más competitivos que permiten las renovables. El año pasado España lideró la caída de precios de la luz en Europa mientras en otros países se disparaban casi un 1000%, tras el buen resultado de la denominada solución ibérica, que ha dejado de estar disponible este año.
Nuestro país “se sitúa significativamente por debajo” de la media de la UE en cuanto a las emisiones de su producción eléctrica, como reconoce la francesa RTE, homólogo francés de REE, en un informe publicado hace unos días que analiza las perspectivas a largo plazo del sistema eléctrico europeo.
RTE cree que la capacidad instalada de la solar y la eólica en España “pueden ser ligeramente inferiores” a lo previsto en el PNIEC y ha ajustado “a la baja” las expectativas de gestionabilidad del parque de generación de España, “dado el nivel de incertidumbre que rodea a la viabilidad económica del mantenimiento de toda la flota de centrales eléctricas de gas”. Uno de los grandes tapones para exportar más electricidad al resto de Europa y viabilizar la expansión renovable es, precisamente, la insuficiente interconexión con Francia.
El aviso de RTE se suma a los de un número creciente de voces en el sector que ponen en duda que los objetivos de penetración de renovables puedan cumplirse, mientras España se asoma al cierre de la primera nuclear cuya desconexión contempla el PNIEC, la de Almaraz, a partir de 2027.
Para que se materialice la enorme bolsa de potencia renovable que está sobre la mesa, existen múltiples cuellos de botella en un contexto de subida de costes, atasco de permisos, altos tipos de interés y rechazo a los grandes parques fotovoltaicos y eólicos en muchas regiones. Una de las primeras medidas del nuevo Gobierno, recogida en el decreto ómnibus convalidado por la mínima el miércoles, ha sido prorrogar los plazos para los permisos de instalación como pedía el sector.
El decreto amplía hasta el 25 de julio el plazo para obtener la autorización administrativa de construcción y da hasta junio de 2028 para obtener el permiso de explotación. En juego, según el sector, hay más de 60.000 millones de inversión en riesgo si caducan esas licencias.
Xavier Cugat, experto en el sector eléctrico y senior project manager en España del fabricante coreano de módulos fotovoltaicos Q Cells, señala que el PNIEC es “muy agresivo” y cree que para que pueda cumplirse hay que acelerar, tanto en solar como, sobre todo, en eólica.
En fotovoltaica, hay cerca de 25.000 MW instalados, según datos provisionales (que Cugat cree infraestimados), cuando el objetivo es llegar a más de 76.000 MW en 2030. La eólica (con unos plazos de tramitación e instalación más desafiantes que la fotovoltaica “va muy, muy rezagada”, apunta: hay instalados unos 30.700 MW eólicos, cuando el PNIEC prevé tener más de 42.000 MW para 2025 y más de 62.000 MW en 2030.
La patronal eólica AEE estima que el año pasado apenas se instalaron 600 MW, menos de la mitad que en 2022. Esa escasa cifra se explica por tratarse de parques que lograron los permisos en 2020, año completamente atípico por la pandemia. Pero los lentos plazos de tramitación tienen en vilo al sector. Cugat cree que “el Gobierno debiera hacer un análisis de qué está pasando” para que la potencia eólica no termine de despegar.
Otra asignatura pendiente es instalar más almacenamiento (por ejemplo, centrales de bombeo), que hasta ahora no ha terminado de arrancar. “Ahora se empieza a notar que hace falta y empieza a haber proyectos”, apunta Cugat, que deberían empezar a conectarse este año y, sobre todo, en 2025 y 2026. También está por ver que se cumplan los objetivos de termosolar que plantea el PNIEC, que prevé más que duplicar la potencia, hasta 4.800 MW.
Entre las asignaturas pendientes está también el impulso a la electrificación para reanimar una demanda en mínimos de 20 años por efecto, entre otras cosas, del autoconsumo. El sector de las renovables, a través de la patronal APPA, expresaba hace unos días su preocupación por la caída del consumo y la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) descartaba recientemente un aumento para 2024.
Cugat, sin embargo, es optimista y apunta a una “incipiente” mejora desde octubre. 2024 ha comenzado con fuerza, con un aumento del 9,5% en los doce primeros días de enero (datos sin desestacionalizar), coincidiendo con el inicio del rearranque de las cubas para producir aluminio de la multinacional Alcoa en San Ciprián (Lugo).
Que España iba a cubrir en 2023 más de la mitad de su consumo eléctrico con las renovables lo anticipó hace meses Beatriz Corredor, presidenta de Redeia, dueña de REE. En junio Rystad Energy destacaba que España sería el primer gran país europeo en cumplir ese hito.
El pronóstico de rebasar la barrera del 50% se ha cumplido en España, pero también en Alemania, según las estimaciones que ha publicado este mes el Instituto Fraunhofer de Sistemas de Energía Solar. No obstante, como recuerda Cugat, Alemania tiene una matriz eléctrica mucho más dependiente del carbón. “Aquí tenemos la nuclear, que no genera emisiones, y el gas”, con un impacto mucho menor en emisiones que el carbón, apunta Francisco Valverde.
Además, las estimaciones de ese instituto alemán incluyen la aportación del autoconsumo, que REE no tiene en cuenta en su estadística. Cugat calcula que, si se incluyera al autoconsumo, España estaría ya en torno al 53%-54% de producción con renovables, si se tiene en cuenta una producción de unos 7.400 gigavatios en el último año, casi lo mismo que una central nuclear.
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