La burbuja de las renovables se hincha a un ritmo que sobrepasa la capacidad de la red eléctrica del país: dos tercios de la potencia de generación solar y eólica proyectada carece de espacio para ser transportada por la red de alta tensión desde las zonas de generación hacia las zonas de consumo, una capacidad que, de hecho, se ve claramente superada por la que ya dispone de autorización de enganche o evacuación.

El desmesurado crecimiento de los proyectos en los últimos años, más abundantes sobre el papel que sobre el terreno pese a la inquietud que la actual fase de desarrollo del sector está generando ya en los territorios donde hay planificados parques solares y eólicos, ha llevado a una insólita situación en la que la capacidad teórica de generación de energía verde triplica la que es posible utilizar.

Los datos proceden del cruce de dos fuentes: el balance de solicitudes de conexión de Red Eléctrica Española, que contabiliza la potencia en servicio, la autorizada que no ha entrado en funcionamiento y la vinculada a proyectos que se encuentran en fase de tramitación, y el Informe sobre la propuesta de planificación de la red de transporte de energía eléctrica para el periodo 2021-2026 elaborado por la CNMC (Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia).

El segundo expone la previsión de que dentro de cinco años, y con todas las centrales de carbón fuera de servicio, la red de alta tensión o de transporte disponga de capacidad para mover la generación de plantas eólicas y solares que sumen 73.022 megawatios de potencia instalada.

Esa cifra, tras restar los 24.159 que se encuentran en servicio según el primero de esos documentos, deja un margen de 48.863, a todas luces insuficiente para absorber los 65.985 que ya tienen permiso para conectarse y más todavía cuando se le añadan la parte de los 73.844 en trámite que acaben siendo aprobados.

A fecha de hoy, las plantas de energía renovable autorizadas y con los permisos en trámite superan en un 186% la capacidad de la red de alta tensión. Eso ocurre después de que las autorizaciones hayan sido denegadas para otros 101.071 megawatios, un volumen que por sí solo duplica el de ese sistema de transporte de energía.

La presión es algo menor sobre la media y la baja tensión, la denominada red de distribución, aunque las magnitudes también se antojan desmesuradas: la potencia que tiene autorizada la conexión pero no ha comenzado a ser operada duplica con creces a la que se encuentra operativa, con 19.028 megawatios frente a 16.765 mientras los permisos para otros 576 están en trámite. De salir adelante todos, la energía conectada aumentaría en un 117%.

"No se va a poner en marcha todo lo que se ha autorizado en alta tensión; primero, porque no cabe, y después, porque quizás no es necesario", señala Sara Pizzinato, consultora especializada en energía renovables, que apunta que "todo el mundo da por hecho [en el sector] que acabará habiendo una concurrencia competitiva en la que entrarán unos proyectos y otros se atrasarán".

Un despliegue rodeado de incertidumbres

La situación añade incertidumbre a un sector, el de las renovables, que lleva unos años en ebullición, aunque más sobre el papel que sobre el monte tras haberse generalizado la operativa de generar proyectos documentalmente para colocárselos a fondos de capital-riesgo y multinacionales del sector en cuanto la carpeta incluía los permisos de conexión a la red de alta tensión.

Sin embargo, las lagunas sobre el futuro del sector, y también sobre su presente, son amplias y profundas. De hecho, a la espera de que comiencen las ampliaciones de la red que ha estudiado la CNMC, que suman inversiones por valor de 5.629 millones de euros en cinco años con cargo a un recibo de la luz cuyo coste va a seguir encareciéndose y a las que se suman otros 1.039 para mejorar los trasvases con Marruecos, Francia, Andorra y Portugal, el Miteco (Ministerio de Transición Ecológica) aun no ha decidido quién va a ocupar el espacio que dejen en la red las centrales de carbón, que es el primero que estará operativo aunque falta al menos un año para que se conozca el resultado de la ‘prueba piloto’ de Andorra (Teruel).

Esas incertidumbres, junto a las que generan otras como la investigación abierta en la Audiencia Nacional para aclarar qué ocurrió con las falsas pólizas de cuantías millonarias a nombre de la aseguradora rumana ABC que varios promotores presentaron en distintas comunidades, o la oposición local que los proyectos despiertan en numerosos pueblos por su magnitud y por sus impactos en el medio ambiente y la biodiversidad, se suman a la escasa receptividad de los mercados con el sector de las renovables, como atestiguan la renqueante salida a bolsa de los 200 millones en acciones de Ecoener o la decisión de no salir al parqué de Capital Energy (3.000) y OPD Energy (1.200) ante las perspectivas negativas de los inversores.

La incerteza sobre el calendario de cierre de las nucleares, que liberará 7.177 megawatios de potencia que generan la quinta parte de la electricidad que consume el país, aunque ese proceso no comenzará antes de 2027 ni finalizará antes de 2035, se enmarca en la misma línea.

Elevados costes que se repercuten en el recibo de la luz

"El proceso debería consistir en ir eliminando y sustituyendo la capacidad de generación con combustible fósil y energía nuclear", explica Pizzinato, que llama la atención sobre cómo "el desarrollo de las renovables se está concibiendo a base de grandes parques que necesitan la red de alta tensión, pero quizás lo que hay que hacer es fomentar las pequeñas instalaciones y la producción comunitaria, que permiten aprovechar mejor la red de baja y media tensión".

En este sentido, la consultora aboga por un cambio de modelo ante la certeza de que "hay un cuello de botella en la alta tensión", algo que, al mismo tiempo, pone sobre la mesa otra cuestión: ¿Cuántos de los proyectos que ahora están vivos sobre el papel pero que habrán quedado fuera de la red en 2026 podrán aguantar financieramente más allá de ese horizonte? ¿Se quedará a la espera un capital-riesgo que solo excepcionalmente apuesta a más de cinco años vista?
El tercer flanco se encuentra en la sostenibilidad de la ampliación de esa red, cuyo coste se carga en el recibo de la luz de los consumidores por mucho que cambie su estructura.

Hay que hacer bien las cuentas. Puede que los costes de un sistema de grandes parques y alta tensión no sean asumibles, y si son excesivos pueden convertirse en otro freno para la transición energética. 

"La termosolar tiene la ventaja del almacenamiento”

Por último, resulta llamativo cómo la sobreoferta de energía eólica y fotovoltaica convive con una escasez de la termosolar, que dispone de un margen de 3.602 megawatios con la lista de espera vacía.

Se trata de una tecnología más cara que las otras dos pero que, al mismo tiempo, ofrece una posibilidad de la que aquellas carecen: permite almacenar parte del calor captado durante el día y verter la energía a partir del anochecer, cuando la demanda doméstica crece al mismo tiempo que la aportación de la fotovoltaica se apaga.

"Tiene la ventaja del almacenamiento", destaca Pizzinato, partidaria de la combinación de las distintas tecnologías en el despliegue de las energías renovables.

Cambiar de tecnología para mantener los flujos

El informe de la CNMC señala como prioritarias para el funcionamiento del sistema eléctrico una serie de mejoras de líneas entre las que destaca el corredor que discurre paralelo al Pirineo y los que enlazan la zona centro de Aragón con la Comunitat Valenciana y con Catalunya, en todos los casos para mejorar los rendimientos económicos de los tendidos con la vista puesta en los intercambios de energía con Francia.

Los planteamientos de Red Eléctrica para el despliegue de las renovables también contemplan reforzar específicamente los corredores de Aragón al centro y al sur de Catalunya y el que enlaza Andalucía con Madrid por Extremadura, lo que apunta al mantenimiento de los grandes flujos de energía del país tras el despliegue de las renovables, con los mismos territorios de la España vacía como generadores y los mismos del centro y la periferia industrializada como consumidores.

Por otro lado, la comisión se muestra crítica con las interconexiones con Andorra y Marruecos, la segunda de las cuales es utilizada para importar energía producida con la quema de carbón en el país alauí, en un caso palmario de deslocalización de la contaminación.

"Ambas responden a acuerdos bilaterales entre países" y "suponen grandes inversiones con aprovechamiento reducido de las mismas para el sistema eléctrico peninsular" , señala el informe, que añade que "los costes de inversión considerados en ambos casos se han visto incrementados de manera sustancial respecto a la propuesta inicial analizada, sin que medien observaciones justificativas a dichos cambios", por lo que, "más allá de los compromisos internacionales que las motiven", propone que "las inversiones asociadas a dichas infraestructuras" se cubran "con los peajes con terceros países, considerando la escasa rentabilidad para el sistema".