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¿Por qué no arranca la renovable que puede reducir de noche la dependencia del gas?

Los productores de energía termosolar no han colocado en las últimas subastas un solo kilowatio de esa tecnología, clave para reducir el recurso a las de fuentes fósiles cuando la fotovoltaica se desactiva.

Un trabajador en la planta termosolar de  de Acciona en Alvarado (Badajoz). REUTERS/Nacho Doce
Un trabajador, en la planta termosolar de Acciona en Alvarado (Badajoz). Nacho Doce / REUTERS

"Cuanta más energía se adjudica en subasta, más se ajusta el precio medio del sistema, porque se establecen precios tasados para instalaciones que no van al sistema marginalista y eso baja el precio medio de la energía", explica Fernando Ferrando, presidente de la Fundación Renovables.

Eso, sin embargo, no está acabando de suceder con una tecnología y con un modelo que pueden resultar claves para bajar el recibo de la luz de los consumidores: se trata de la energía termosolar, de la que no se ha adjudicado un solo kilowatio en las últimas tres subastas.

Esto no ha ocurrido ni siquiera con la reserva específica de 520 megawatios por hora (MWh) de la celebrada el 26 de octubre y de la distribuida, de la que únicamente se han cubierto 37 de los 440 MWh consignados en las dos últimas convocatorias, un escueto 8,4% que, en cualquier caso, supone un pinchazo de menor entidad que el de la termoeléctrica.

La termosolar supone hoy apenas un 3% de la potencia renovable instalada en España, con 1.698 MWh conectados a la red de transporte de alta y media tensión y otros 601 enganchados a la malla de distribución de baja, frente a sendos totales de 51.908 y de 24.548, según los datos de Red Eléctrica.

Y no parece que la cosa vaya a cambiar a corto plazo, ya que, al margen del resultado de las subastas, tan solo hay una potencia de 51 MWh esperando las autorizaciones para conectarse a la red de distribución, dentro de una avalancha de más de 170.000 que ya disponen de algún permiso para engancharse, pero no de todos los necesarios, y de otros más de 35.000 en lista de espera.

¿Y cuál es la ventaja estratégica de esta tecnología? Básicamente, que permite acumular la energía durante el día para verterla a la red durante la noche. En ese momento, por la desactivación de la fotovoltaica al oscurecer es mayor es la dependencia del sistema eléctrico de otras, como las que queman gas y combustibles fósiles o la nuclear.

Una mayor aportación permitiría recortar el peso de las centrales térmicas de ciclo combinado y de las atómicas en el mix energético durante esa parte del día, de la misma manera que la fotovoltaica reduce a mínimos durante el tramo central del día en verano el precio de la luz tanto en el mercado mayorista como en su traslación a las tarifas indexadas a este.

Los objetivos declarados del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) apuntan a duplicar con creces la potencia termosolar instalada en España en tres años, con 4.800 MWh en 2025, para triplicarla alcanzando los 7.400 en 2030.

Continúan corriendo esos plazos y la materialización del objetivo parece, como poco, cuestionable, vistas la lista de espera y el resultado de las subastas. Mientras tanto, la aportación del medio centenar de plantas termosolares que se encuentran operativas en España -y que se concentran en la mitad sur del país- viene oscilando en los últimos seis años entre los 4.400 y los 5.300 gigawatios por hora (GWh), según los datos de Red Eléctrica.

Eso viene a suponer un peso ligeramente superior al 3% de la generación de fuentes renovables del país, menguante ante el crecimiento de la aportación conjunta.

"El Gobierno debería preocuparse por las señales que envía"

Los responsables de Protermosolar, la patronal de la energía termosolar, declinaron pronunciarse sobre la situación del sector después de las tensiones con el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (Miteco) que generó el comunicado en el que achacaban el fiasco de la última subasta.

En ella quedaron desiertos los 220 MWh específicamente reservados y los 300 a los que podían acceder los productores en competencia con otros sistemas, lo cual atribuyeron al hecho de que "los precios ofertados han sido superiores al precio máximo aceptable, el denominado precio de reserva", en el que ese departamento ministerial estableció el límite admisible.

"El valor de la tecnología termosolar no se debe medir exclusivamente por el coste de la energía producida, ya que su papel, gracias al almacenamiento y capacidad de reducir vertidos, es fundamental para que el sistema pueda alcanzar altos índices de penetración renovable intermitente", sostenían.

Al mismo tiempo añadían que la incertidumbre existente sobre la posibilidad real de conectarse a la red hizo que ofertas para otros 500 MWh no llegaran a presentarse.

"El número de agentes o inversores en tecnología termosolar se cuenta con los dedos de una mano y la subasta quedó desierta porque ninguno de esos dedos ha estado por debajo del precio de corte", apunta Ferrando.

El experto plantea una duda: "O no han hablado o lo han hecho y en el Miteco han tirado por donde les ha parecido, porque la subasta ha estado por debajo de las condiciones que el sector considera adecuadas. Y la responsabilidad es de quien organiza la subasta".

"El ministerio debería estar preocupado por las señales que envía. ¿Qué pretendían con esta subasta? ¿Completar la potencia o lanzar el mensaje de que no están preparados?", anota a continuación, a lo que añade: "Siembran dudas, y eso mina la confianza en la transición energética", añade.

El modelo de participación tampoco acaba de arrancar

El 90% largo de potencia no adjudicada en las dos últimas convocatorias para los proyectos de energía distribuida tampoco parece un buen resultado pese a la progresión porcentual: un 2% en octubre de 2021 (6 MWh de 300) y un 22% en la de este año (31 de 140) tras reducir la oferta a menos de la mitad.

El Miteco se refiere a dicha potencia como "una tipología de instalación a medio camino entre el autoconsumo y la generación centralizada en la que resulta determinante la participación ciudadana".

Se trata de pequeñas instalaciones de un máximo de cinco megawatios por hora y cuyos promotores deben garantizar "el carácter local y participativo de la titularidad o financiación de las instalaciones y su localización próxima a centros de consumo de energía eléctrica", además de "fomentar la participación ciudadana con carácter local".

Eso abre la puerta del mercado eléctrico a los ayuntamientos y a compañías con "un mínimo de cuatro participantes de carácter local, que podrán ser personas físicas, administraciones locales, cooperativas, microempresas o pymes".

Sin embargo, tampoco este formato acaba de progresar en las subastas. "El ministerio debería preguntarse qué es lo que falla, que algunos nos tememos que puede ser el precio y que no haya garantía de acceso a la red" para verter los excedentes del autoconsumo, explica Ferrando, quien concluye que "no se han generado las condiciones para que la subasta sea un éxito, y eso se ha repetido".

"La energía distribuida es fundamental para que haya un desarrollo equilibrado, pero en las subastas se les piden unos requisitos que no se les exigen a las compañías, como la presencia de socios locales o la correlación entre la potencia máxima y el número de habitantes de la zona, y eso hace que todo resulte más complicado y más caro", explica José Donoso, director general de la Unión Española Fotovoltaica ( UNEF), la patronal de la energía solar diurna.

El crecimiento exponencial del autoconsumo

En cualquier caso, el presidente de la Fundación Renovables sostiene que "lo único que baja el precio es el autoconsumo, porque reduce la demanda de energía de la red". "El precio no va a bajar mientras siga existiendo el sistema marginalista. Las renovables tienen un coste bajo que no se traslada al consumidor", añade.

En este sentido, la ministra de Transición Ecológica, Teresa Ribera, anunció el miércoles la ampliación de uno a dos kilómetros de la distancia máxima entre los puntos de autoconsumo y las instalaciones de generación colectiva para facilitar el acceso.

La cifra de instalaciones de autoconsumo está creciendo de una manera exponencial: "El año pasado hubo un aumento del 100% de la potencia, con 1,2 GWh, y para este año esperamos otro avance importante, de 2.000 MWh", explica Donoso.

El experto atribuye ese avance a tres factores. El primero de ellos es la eliminación de barreras administrativas y los otros dos son factores coyunturales, como el alto precio de la energía y la llegada de los fondos Next Generation.

"Se han pedido ayudas para 160.000 proyectos de autoconsumo y se puede llegar a 250.000", explica. De confirmarse esas expectativas, el número de instalaciones de autoconsumo rebasaría en España el medio millón, con un reparto de un 50% industrial, y 20% residencial y otro 30% para los servicios y la agricultura.

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