El mayor apagón de la historia de España —y también uno de los mayores de la historia de Europa— es una potente llamada de atención en varios flancos: la generación firme quizá era más importante de lo que se creía; la red debe mejorar para adaptarse la electrificación que viene; la interconexión con el resto de Europa —a través de Francia— es, por ser suaves, insuficiente; y la capacidad de almacenamiento de energía sigue estando a años luz de lo que sería necesario. En este último punto, particularmente acuciante, el sector espera desde hace meses el plan de ayudas para baterías.
Hasta ahora, las voces que urgían a conectar más almacenamiento se centraban, sobre todo, en el aspecto económico: guardar electricidad renovable en las horas diurnas y los fines de semana —cuando más excedentes hay— para inyectarla a la red en los picos de demanda, cuando los precios son más altos. Bajaría, así, el precio que pagan los consumidores a la hora del desayuno y de la cena, y las empresas de generación verde —muy especialmente las de fotovoltaica— mejorarían sustancialmente sus ingresos, minimizando los precios cero en el mercado mayorista.
A ese argumento económico, que sigue plenamente vigente, se une ahora uno de muy distinta naturaleza: de seguridad de suministro. La implementación masiva de baterías convertiría en firmes unas tecnologías (eólica y, sobre todo, solar fotovoltaica) que hoy no lo son, al depender de un recurso intermitente.
“Aumentar el número de baterías mejoraría la gestión de la red: al ser activos extremadamente reactivos, pueden controlarse de manera que se limite la probabilidad de que ocurran eventos” como el apagón, sostiene por correo electrónico el consultor energético belga Julien Jomaux.
Un estudio publicado esta misma semana por la patronal solar del Viejo Continente, SolarPower Europe, deja a las claras el retraso de España en baterías: representa apenas el 4% de las instalaciones del continente pese a contar ya con el mayor parque de fotovoltaica de los Veintisiete. Ese rezago debería acortarse en los próximos años: en 2029, según estas previsiones, España ya tendrá el 7% de las baterías europeas a gran escala. Una cifra, con todo, insuficiente para lo que previsiblemente se necesitará.
Futuro… y presente
Lejos de lo que se suele creer, hace tiempo que las baterías dejaron de ser cosa del mañana para convertirse en algo del hoy. La tecnología ha madurado en tiempo récord y los costes de instalación han caído con fuerza, con una curva de aprendizaje que recuerda, cada vez más, a la de la fotovoltaica la década pasada. Pero ese impulso no parece haber sido suficiente para su eclosión en la península Ibérica, que sigue a años luz de donde debería estar por fundamentales: Alemania o California, con decenas de gigavatios de potencia fotovoltaica instalada, van muy por delante. Y regiones y Estados que han sufrido apagones en los últimos tiempos, como Australia del Sur o Texas, han recorrido en pocos años un camino aún pendiente en España.
Este último caso es particularmente ilustrativo. El Estado sureño, el segundo más poblado de EE UU, sufrió un severísimo apagón en febrero de 2021 tras un insólito temporal de nieve y frío. Medio millón de hogares se quedaron sin luz, algunos de ellos durante días. La gran lección de aquello fue que había que invertir a lo grande en baterías: en poco más de cinco años, esta forma de almacenamiento ha crecido exponencialmente y se han convertido en un elemento fundamental para evitar apagones en los periodos en los que la baqueteada red texana se ve sometida a mayor presión. Sobre todo, en verano.
Solo año pasado, la potencia instalada de baterías a gran escala en Texas casi se duplicó, hasta rondar los 6,5 gigavatios hoy, según las cifras más recientes. Una cifra a la que hay que sumar las domésticas, que, aunque en un orden de magnitud mucho menor, no han dejado de crecer en los últimos años. Es, quizá, el mejor espejo en el que mirarse tras el apagón del pasado lunes.
“La península Ibérica sigue siendo un mercado eléctrico algo aislado y se están construyendo enlaces adicionales con Francia. Esa [posible mayor] integración de la red junto con el auge del almacenamiento en baterías deberían fomentar la resiliencia y la fiabilidad mientras contienen los costes”, confiaba Norbert Rücker, jefe de análisis económico del banco suizo de inversión Julius Baer, en un análisis exprés sobre el apagón. Pilas al margen, la otra tecnología llamada a cubrir la brecha de almacenamiento es el bombeo, centrales hidroeléctricas reversibles para los que la orografía española —a diferencia de la de otros países europeos— es perfecta.
Inquietud financiera
Las consecuencias del apagón también han suscitado inquietud en la industria financiera especializada en activos de renovables. Asesores de empresas e inversores de fotovoltaica y eólica esperan que la crisis desatada por el corte espolee al Gobierno para acelerar la regulación y el desarrollo del almacenamiento, que dotaría de una versatilidad técnica y económica a las plantas de fotovoltaica y eólica.
Las dudas que muchos expertos han mostrado sobre la fotovoltaica por su potencial papel desestabilizador en el cero del lunes 28 intensifican la incertidumbre que ya venían expresando los inversores sobre una tecnología que había sufrido un fuerte enfriamiento en el mercado. El aumento del coste de la deuda por la subida de los tipos de interés, el incremento de la volatilidad de los precios desde el estallido de la guerra de Ucrania, y los crecientes vertidos habían rebajado con fuerza las expectativas de valoración de estos activos, muy cotizados hasta hace bien poco.
Ahora, además, se podrían añadir los problemas que acarrearía el potencial incremento de vertidos si finalmente se confirma la tesis más extendida por los expertos desde el apagón: que el sistema eléctrico español necesita un mix de generación con mayor aportación de tecnologías síncronas —como la nuclear, los ciclos combinados o la hidráulica— que doten de mayor estabilidad a la red del que ofrecen las renovables. A la espera de conocer las conclusiones sobre por qué se produjo el fundido a negro que dejó a España entera sin luz, la realidad es que los vertidos de eólica y fotovoltaica han crecido desde el apagón y la aportación de las centrales de gas y las plantas atómicas se ha incrementado.
Más dudas y más dificultad para la banca de inversión, que arrastra diversos mandatos de venta de activos de grandes promotores de energías limpias que no se acaban de sustanciar. Empresas como Acciona, Repsol, Galp, Lightsource BP, FRV, Ric Energy, Capital Energy, Cero Energy (Macquarie) y otras han contratado a bancos de inversión para vender activos renovables sin que por ahora hayan tenido éxito, por lo que en el mercado ya dan por hecho que muchos de esos proyectos han decaído. Es en este contexto de dudas, acrecentadas por el apagón, en el que el sector fotovoltaico pide acelerar la regulación del almacenamiento y la concesión de incentivos para su despegue. Un nuevo marco en el que viene insistiendo en los últimos años la patronal fotovoltaica UNEF, que reúne a la gran mayoría de actores del sector solar.
Mecanismo de capacidad y ayudas públicas
Ahora todos miran al Ministerio para la Transición Ecológica y al mecanismo de capacidad que se debe poner en marcha a través de una orden que lleva en los cajones de este departamento desde 2021. Se trata de crear un sistema de apoyo a través de subastas que remunera a las instalaciones de generación de electricidad y almacenamiento por estar disponibles cuando sean necesarias. El departamento de la vicepresidenta tercera, Sara Aagesen, reconoce que ese mecanismo “va a ser un gran incentivo”. Y achaca en parte la tardanza a las negociaciones con la Comisión Europea sobre el diseño del instrumento.
En diciembre, el ministerio lanzó su propuesta de orden ministerial para fijar ese esquema de capacidad, que no solo incluye el almacenamiento, pero que ayudará a reforzar las inversiones en baterías. Y el apagón llegó cuando se estaba a la espera de que se completara la tramitación.
Hace una semana, Aagesen admitía en una entrevista en EL PAÍS que el desarrollo del almacenamiento eléctrico debería ser “más rápido” para poder “cumplir con el objetivo a 2030″. La planificación energética del Gobierno establece que en cinco años la capacidad de almacenamiento deberá ser de 22,5 gigavatios (GW), pero al cierre de 2024 en el sistema nacional había 3,3 GW, según los últimos datos de Red Eléctrica.
Además de ese mecanismo de capacidad que se prepara, el ministerio había puesto en marcha antes del apagón otro plan de ayudas, con 700 millones de euros de fondos europeos, para cofinanciar proyectos de almacenamiento a gran escala.
Falso dilema
Tras el apagón, un alto cargo de Red Eléctrica de España (REE) pide altura de miras y evitar el falso dilema de renovables o nuclear que se está poniendo estos días encima de la mesa. Según lamenta, la demanda de electricidad está en niveles de hace 20 años. Se debería avanzar mucho en la electrificación, que permita aumentar con fuerza la capacidad instalada y así puedan convivir todas las tecnologías que ahora, desde el apagón, parecen haber entrado en colisión, sobre todo en el ámbito más político.
Este ejecutivo cree que no se pueden centrar los esfuerzos en ver quién gana, si la nuclear o las renovables, cuando deberían estar todos los responsables afanados en aumentar con fuerza la demanda eléctrica para convertir España en una potencia industrial, un hub de centros de datos (intensivos en consumo de luz) y un país donde todas las fuentes de generación, actuales y futuras, puedan desplegar todo su potencial por tener la demanda necesaria a la que abastecer. Es el otro gran debe de un sistema, el eléctrico, en pleno cambio de era.
