Repotenciación o extensión de vida, estrategias clave para el sector eólico español

Asociación Empresarial Eólica (AEE).- Uno de los principales retos del sector eólico español a corto plazo es el mantenimiento de la capacidad de generación de energía de las instalaciones que se acercan al final de su vida útil de diseño. Actualmente, en nuestro país existen 20.142 aerogeneradores instalados en 1.090 parques eólicos, con una potencia total de más de 23.092 MW. En 2020, casi la mitad de la potencia eólica instalada en España habrá superado los 15 años de funcionamiento, de la que más de 2.300 MW superarán los 20 años.

En la III Jornada Internacional sobre Extensión de Vida de Parques Eólicos, que la Asociación Empresarial Eólica (AEE) celebra el próximo 9 de octubre, se analizará esta temática con más de 30 ponentes y 200 asistentes de casi una decena de países europeos. Las mejoras operativas de los parques eólicos en operación, el alargamiento de vida sobre los 20 años inicialmente certificados, así como los criterios para la repotenciación y la sustitución de las máquinas, serán el hilo argumental de las diferentes conferencias de la jornada, que contará con la participación del Director General de Industria y de la PYME del Ministerio de Industria, Galo Gutiérrez; y de Joan Herrera, nuevo Director General del Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE).

Este año, la jornada se centrará en casos concretos y demostrados, así como en soluciones innovadoras por parte de empresas con amplia experiencia en el sector, universidades y centros tecnológicos y las propias empresas. La última sesión de la tarde contará con representantes de Portugal, Francia y Dinamarca, que compartirán las experiencias en sus países.

El desarrollo tecnológico juega un papel clave. Ámbitos como la sensorización, la digitalización, la explotación de ingentes cantidades de información, la mejora de los procesos y los modelos de mantenimiento, la evolución en las tecnologías de diagnóstico, etc., son las áreas de desarrollo orientadas a aprovechar al máximo los activos existentes, lo que conllevará un beneficio directo para el consumidor.

Alternativas ante la finalización de la vida útil de un parque eólico

A continuación, detallamos las dos opciones principales:

– Repotenciación: Consiste en el desmantelamiento y sustitución de los aerogeneradores existentes por otros nuevos más avanzados, de mayor tamaño y eficiencia, que permiten mejorar el aprovechamiento del recurso primario, al incrementar la capacidad de generación para la misma disponibilidad de viento. Esta opción implica inversiones elevadas (del orden del 80-85% del coste de un parque eólico nuevo) y tramitaciones administrativas complejas, a cambio de la mejora de producción y, por lo tanto, los mayores ingresos, aunque es necesario amortizar la inversión. Por otro lado, los aerogeneradores desmantelados suponen unos ingresos adicionales como se ha puesto en evidencia en los últimos parques repotenciados en España que, por lo general, superan las previsiones iniciales de los modelos financieros.

– Extensión de vida de aerogeneradores: Se basa en alargar la vida del parque sobre la vida útil certificada, lo que supone una mejora operativa de los aerogeneradores existentes. Además, se basa en la sustitución de ciertos componentes, con el objetivo de mantener una disponibilidad mínima bajo unas condiciones de seguridad garantizadas. En algún caso, se realizan mejoras para alcanzar valores similares a un parque nuevo con un coste que puede ser inferior al 15% de un aerogenerador nuevo.

En la siguiente tabla se resumen las principales diferencias entre las opciones de repotenciación y extensión de vida:

Tabla EólicaFuente: AEE

Parte del parque eólico está acercándose al final de su vida útil, ¿cuál será la apuesta: repotenciación o extensión de vida?

Una decisión clave por parte de las empresas es optar por la extensión de vida o la repotenciación de los parques eólicos. Las empresas tomarán la decisión más óptima según su modelo de negocio. Es importante que ambas estrategias dispongan de un marco regulatorio que aporte seguridad jurídica y estabilidad para los inversores. Lo ideal sería que se sentasen las bases para que el mercado de las repotenciaciones despegase en España, como ya lo está haciendo en otros países de nuestro entorno, gracias a una regulación que establezca las condiciones técnicas y económicas, y capaz de poner de acuerdo al Gobierno central con los autonómicos en temas medioambientales.

La extensión de vida, hoy en día, parece ser la tendencia más extendida en el sector. Pero, en un futuro, la repotenciación será necesaria para seguir aprovechando aquellos emplazamientos con mayor recurso eólico.

Entre las principales conclusiones destacamos las siguientes:

1. Los principales objetivos de extender la vida útil de los activos de un parque eólico son:

– Extender su vida económica, garantizando ingresos durante el periodo de prolongación de su vida útil.

– Contener los costes de O&M.

– Proporcionar mayores garantías de seguridad para el entorno, las personas y los activos.

2. El alargamiento de la vida útil es una tendencia natural de todas las plantas de generación una vez que los activos están amortizados, especialmente indicada en sistemas modulares como la eólica.

3. La vida remanente de cada componente (RUL) se puede gestionar de una forma óptima con el objetivo de maximizar el retorno de la inversión a través del aumento de la vida en operación.

4. La extensión de vida consolida el suministro de componentes, lo que afecta a los fabricantes de las mismas y en gran medida a las empresas de mantenimiento.

5. Es fundamental simplificar los trámites para que no haya que tramitarlas como parques nuevos.

6. No se deben desaprovechar los buenos emplazamientos donde están ubicados los parques más antiguos, bien sea repotenciando o bien sea extendiendo la vida útil al máximo.

Una legislatura clave para la cogeneración, por Julio Artiñano

Es frecuente que, cuando va a arrancar un nuevo ciclo político, los distintos ámbitos compitan para atribuirse los calificativos más trascendentes en aras de captar la atención de los futuros responsables del país. Esto sucede por ejemplo con los sectores y tecnologías energéticas, que trabajan para afianzar su entorno de desarrollo para los siguientes 4 años. Entonces, ¿por qué considerar que la cogeneración merece ocupar un papel clave durante el período que arrancará cuando se forme Gobierno? Hay que tener en cuenta que hablar de cogeneración es hablar de industria, además de hablar de energía; es hablar de empleo, competitividad y eficiencia. Son términos genéricos, algunos quizás un poco manidos, por lo que será necesario un esfuerzo de concreción.

En primer término, conviene explicar que la cogeneración es una instalación asociada a un proceso productivo (industria química, alimentación, papelera…) que precisa de una importante cantidad de energía térmica (generalmente en forma de calor, pero también de frío) que se obtiene principalmente usando gas natural. La instalación de cogeneración aprovecha esta demanda energética y produce electricidad de forma simultánea. Así se genera aproximadamente un 10% de la energía eléctrica de España. Es muy importante destacar este rasgo distintivo: la cogeneración es principalmente una tecnología de abastecimiento térmico (frío, calor) y por tanto no puede considerarse solamente parte del sector eléctrico.

En los últimos años, esta pertenencia parcial al sector eléctrico ha conllevado para la cogeneración una batería de recortes y modificaciones como parte de las medidas puestas en marcha por el Gobierno para atajar la generación de déficit de tarifa. El ajuste retributivo ha sido tal que la falta de rentabilidad ha llevado a parar a más de 2.000 megavatios (MW) de los 6.000 MW que había en funcionamiento en 2012. Un perjuicio injustificado para las industrias que, como parte de un mercado global, apostaron por la cogeneración como fórmula para mejorar su competitividad.

Pero aunque aún estemos a tiempo de recuperar una pequeña parte de las más de 450 instalaciones paradas (algunas de estas instalaciones no se han dado definitivamente de baja, subsistiendo a la espera de un marco legislativo de nuevo favorable), cada mes que pasa es más complicado, dado que el paso del tiempo acarrea un problema añadido. La cogeneración apenas ha aumentado en potencia en España desde el año 2002.

Eso significa que la mayor parte de las instalaciones son anteriores a esta fecha: actualmente hay 4.400 MW con 15 o más años de antigüedad. Con todo lo que esto implica a nivel de mejoras tecnológicas disponibles y de momento no ejecutadas: mayor eficiencia y menor impacto sobre el medio ambiente, mayor actividad de los sectores industriales tipo ingenierías, prestadores de servicios energéticos y suministradores de equipos, etc. Además existen aproximadamente 1.000 MW de plantas que utilizan fuel en lugar de gas natural, con un potencial de mejora ambiental y de eficiencia evidente.

Con estos precedentes, la cogeneración en el año 2016 no puede ser otra cosa que sinónimo de oportunidad. España afronta el horizonte 2020 compromisos a nivel internacional en materia de emisiones y eficiencia. El 2020 es solo una legislatura más, en concreto la próxima. Pero hay que ir más allá: en los foros de discusión ya se debaten los objetivos al 2030 e incluso hasta 2050. Y la Unión Europea ha restringido, hasta en 10 veces menos, las emisiones de las grandes plantas de combustión a partir de 2018, por lo que muchas instalaciones necesitan tomar medidas urgentes para adaptarse. Es hora, por tanto, de mirar a largo plazo y hacer efectiva la apuesta por la industria.

Como cualquier otro sector, la cogeneración necesita inversión; y la inversión necesita de unas condiciones propicias para llegar a ejecutarse. La Ley 24 del Sector Eléctrico de diciembre de 2013 recogió que se desarrollarían programas de renovación de instalaciones de cogeneración. Hasta la fecha actual, el sector ha trabajado en propuestas para promover que este Plan Renove se desarrolle. Es preciso acabar con la incertidumbre regulatoria y ofrecer seguridad a las inversiones para que se ejecuten. Y después de casi 3 años, hay que subrayar que es urgente.

Un Plan Renove de los 2.500 MW afectados a 2020 serviría para utilizar la mejor tecnología disponible y alcanzar los estándares de eficiencia de la regulación comunitaria, en un momento en el que la obsolescencia de los equipos hace más recomendable su sustitución que afrontar su mantenimiento. Este Plan Renove, con una inversión de 1.500 millones de euros, supondría además una vía para avanzar en la reducción de emisiones de gases invernadero, generaría 3.000 empleos por toda la geografía nacional al tiempo que reforzaría la apuesta por la industria en un doble sentido: la que invierte en cogeneración para mejorar su competitividad pero también la que suministra los equipos energéticos u ofrece servicios de ingeniería y construcción.

Por ello el XII Congreso Anual de Cogen España debe servir como un punto de inflexión en el desarrollo de la cogeneración en España y favorecer que se propicien las condiciones necesarias para que estas inversiones privadas se produzcan en un entorno regulatorio seguro. Todo ello sin perder de vista cuestiones como la participación de la cogeneración en los servicios de ajuste o la reactivación de sectores parados por la reforma energética, como el del tratamiento de los  purines de cerdo mediante cogeneración.

Finalmente, para enriquecer el mensaje y tener una visión más amplia, en el Congreso se contará con la participación de la propia Dirección General de Energía de la Comisión Europea y de Cogen Europa para aportar una visión general comunitaria, así como de los homólogos de la Asociación Alemana que expondrán su situación nacional en materia de cogeneración.

 

Julio Artiñano es presidente de Cogen España.

Para un gas industrial competitivo, por Juan Vila

El pasado 20 de mayo, medio centenar de empresas industriales de todos los tamaños y todos los sectores manufactureros constituimos GasIndustrial, una asociación surgida bajo el lema “para un gas industrial competitivo” y que nace con el propósito de ser en adelante la voz en España de los consumidores industriales de gas.

Para nuestras empresas, el gas natural es un componente determinante en los costes y, como tal, un factor decisivo en su competitividad. Nuestra asociación surge en un momento clave en el que en España concurren una serie de circunstancias que incidirán significativamente en los precios del gas a la industria. Las reformas en curso afectan a los costes regulados, al mercado, a las infraestructuras y a la planificación, y es ahora cuando se está definiendo el nuevo mercado organizado o hub de gas. Nuestra asociación viene para representar, ante estas nuevas realidades, la postura y los intereses de los consumidores industriales con el fin de asegurar un suministro fiable y al precio más competitivo posible.

Queremos lograr la mejor posición común para acceder a la información y contribuir al desarrollo de los mercados y a que se logren regulaciones eficaces. Seremos el interlocutor de referencia que luchará por la competitividad del precio, la fiabilidad y seguridad de suministro y la libre competencia en el mercado.

Esta asociación es la consecuencia de una iniciativa surgida a finales del año pasado de la mano de un grupo de asociaciones industriales, que reflejaban la preocupación de sus empresas por los elevados costes energéticos y que vivían en su actividad diaria la importancia de precio del gas como factor de competitividad.

GasIndustrial tiene un objetivo central: alcanzar y mantener un precio de gas competitivo para la industria, a través de peajes eficientes y un término de energía de precio análogo al de sus homólogos europeos.

El coste del gas es una parte clave de los costes de numerosos sectores industriales, desde el cerámico, químico, papel, vidrio, automóvil, alimentario y un largo etcétera. En España, el consumo de gas de la industria supone más del 60% del consumo total nacional, unos dos tercios aproximadamente de la demanda total. El precio del gas está formado por los peajes -costes regulados- y el término energía –liberalizado-. En los últimos diez años, la demanda industrial, base de la estabilidad y eficiencia del sistema gasista, ha permanecido estable en unos 200 TWh/año; en el futuro esa demanda será esencial para alcanzar peajes eficientes y ajustados.

En España existe un mercado interior liberalizado, pero hay muy pocos industriales que pueden comprar con referencia a mercados europeos, siendo mayoritaria la contratación bilateral entre comercializador y consumidor con contratos indexados a Brent/productos, que adolecen de ser precios publicados. Los mercados europeos de referencia  permiten otro tipo de indexaciones, efectuar coberturas y, en los últimos años, han ofrecido un coste menor. Contar con un mercado organizado dotado de liquidez, solucionaría la situación. El mercado organizado está cerca de ser una realidad en nuestro país y para los consumidores industriales de gas resulta fundamental contribuir y vigilar su desarrollo y funcionamiento y lograr regulaciones eficaces.

España necesita precios competitivos que redunden en la competitividad de nuestras empresas industriales. Los hubs  son mercados organizados donde se casa la oferta y la demanda de gas natural y todos los países de nuestro entorno tienen mercados organizados operativos. Para que la competitividad alcance al consumidor es necesaria la existencia de un mercado organizado y un sistema bien conectado con los gaseoductos europeos. España, tras casi seis años de preparación, acaba de aprobar la Ley que abre las puertas al Mercado Organizado de Gas, que estará en funcionamiento en otoño y que progresivamente, si se desarrolla de manera adecuada, permitirá al consumidor industrial adquirir el gas en condiciones más competitivas. GasIndustrial viene para ayudar y apoyar a que todo ello sea posible.

 

Juan Vila es presidente de GasIndustrial

Hibridando la oferta eléctrica

Llevemos con nuestra imaginación nuestro coche (en este viaje, el motor de nuestro auto virtual puede ser a gasolina o a gasóleo) hasta la gasolinera más próxima. Hagamos la señal al vendedor de la estación de servicio de que queremos llenar el depósito. Agarremos el dispensador e introduzcámoslo en nuestro depósito. Apretemos la llave y vigilemos de no mancharnos cuando el sistema de rebosamiento nos indique que se está alcanzando el nivel máximo. Tapemos, colguemos el dispensador, paguemos en caja y ya podremos arrancar el coche y reanudar nuestro viaje virtual. Todo ello, es un gesto atávico que, de tan repetido, ya no le prestamos mas atención. Como máximo, nos indignamos por el coste total que, dependiendo del automóvil, ya viene rebasando la barrera psicológica de los 100 euros, desde hace varias recargas. Pero ello no nos impide repetir el gesto al cabo de unos días. ¿Fácil, no?

No hemos tenido que aprender nada de prospecciones petrolíferas ni de transporte internacional de crudo. Tampoco nos hemos tenido que formar en técnicas de refino ni de logística de distribución. Tampoco hemos sido informados, más allá de algún titular de prensa, de la obligación de que los combustibles líquidos dispensados al usuario final contengan un cierto porcentaje de biocombustible para honrar los compromisos medioambientales ni de cómo CLH lo hace, técnicamente. ¡Y por cierto que la regulación de la obligación de «blending» de biofuels no ha sido un camino de rosas!: recordemos temas tales como la cuota biodiésel‐bioetanol o el conflicto con el biodiésel argentino. Mucho menos nos hemos preocupado de los contenidos de azufre y otras partículas en suspensión que están estrictamente reguladas en los reglamentos nacionales e internacionales de los productos derivados de los hidrocarburos líquidos. Fácil, cómodo, repetible, hasta aburrido.

Saltemos al sector eléctrico. Vayamos a casa (después de haber finalizado nuestro viaje virtual con el vehículo al que le hemos recargado con combustible sin mayores dificultades) y, después de haber accedido y haber desactivado la alarma, encendamos la luz de nuestro hogar. Lo más normal, en un 99,999 por ciento de las veces, es que, efectivamente, la luz se encienda y nosotros transitemos por nuestra vivienda activando otros servicios, otras luces, el aire acondicionado, la televisión, nuestro equipo informático para leer los emails que solo hemos leído su titular en el teléfono móvil, y etc., etc. Con este gesto de darle al interruptor de la luz de entrada, ordenamos de forma instantánea que una central que ni sabemos dónde está (las leyes físicas ineluctables sí que determinan cuál es) ni francamente, tampoco nos importa, elevará de forma diferencial su producción para que el sistema eléctrico, microsegundo a microsegundo, mantenga un equilibrio dinámico, algo casi mágico a ojos de los profanos. Como en el caso del subsector de los hidrocarburos no habrá sido necesario que seamos expertos en las diferentes tecnologías de generación eléctrica, Nuclear, Térmica a gas, Eólica, Hidráulica. Tampoco será necesario que hayamos cursado la carrera de ingeniero eléctrico para aprender las ecuaciones de cambio de condiciones, gracias a las cuales se pueden elevar las enormes torres de alta tensión sin que los hilos se entrecrucen por la acción del viento. Tampoco deberemos estudiar ni economía ni derecho para aprender el entramado regulatorio al que los diferentes agentes se ven sometidos si quieren ser reconocidos como tales. Simplemente le damos al interruptor.

Comparando ambos actos, el de rellenar el depósito de gasolina de nuestro vehículo o el de encender el interruptor de la luz de nuestra vivienda, podemos identificar una precondición. En ambos casos, tanto la gasolina como la electricidad estaban disponibles, estaban en situación de dar servicio de forma instantánea, estaban predispuestos, estaban firmemente asociados a las expectativas del consumidor al solicitar estos servicios. Se puede argumentar, sin embargo, que a pesar de esta similitud en la disponibilidad, existe una diferencia radical ya que el combustible líquido de nuestro coche es un bien almacenable y, por tanto, con menores problemas de «firmeza» y la electricidad precisa de un sofisticado sistema de generación que logra esta «firmeza» siempre que se consiga acompañar instantáneamente a la demanda con una oferta suficiente. Pero salvado este importante aspecto técnico, desde el punto de vista del usuario, ambos subsectores se comportan de igual modo: suministro inmediato.

Si esto es así, ¿cómo es posible que el subsector de los hidrocarburos esté en un estadio tan liberalizado que casi no le cabe otra regulación que la de la calidad de los productos, el porcentaje de biocombustibles que debe contener y, cómo no, la carga impositiva que supone más del doble del precio al consumidor final, y en cambio el subsector de la electricidad tiene una inextricable maraña regulatoria que hace imposible su comprensión a la mayoría de los ciudadanos, casi ya incluso a los que hemos formado parte de este lío?

Seguramente, la explicación más plausible es que cuando se liberaliza la actividad hace ya más de treinta años en Reino Unido, veinte en California y América Latina o catorce en Europa continental, se hace con mucha cautela para comprobar cómo responden los agentes inversores. En España, la regulación del 97 que desarrolla la Directiva Europea Eléctrica contiene elementos de vanguardia y está perfectamente alineada con la política energética española que espera un nuevo ciclo inversor basado en el gas natural mediante ciclos combinados. Esta inversión se produce y acaba implantando casi 30 GW. El problema se produce cuando en el 2005 se cambia la política energética, primando la generación renovable, sin modificación de la regulación. Ello da lugar a un gran número de problemas que se intentan solventar con parches regulatorios que, lejos de converger hacia la deseada solución, la complican y producen desastres como el déficit tarifario. Se logra, eso sí, alcanzar objetivos europeos al implantarse 20 GW eólicos, 4 GW fotovoltaicos y en construcción otros 4 GW termosolares. La regulación parece que ha sido eficaz, pero no eficiente.

Entonces, ¿dónde está el problema? El problema está en que al subsector eléctrico se le ha liberalizado a medias. De la misma manera que al poner gasolina tenemos la seguridad de que del dispensador fluirá un producto de calidad, incluida la obligada porción de biocombustibles, no tenemos ninguna seguridad de que al darle al interruptor, mi consumo eléctrico sea respetuoso con el medio ambiente ya que mi comercializador no tiene ninguna obligación de respetar ningún estándar determinado sino que tan solo compite en precio con sus adversarios.

Si los ofertantes, productores de energía eléctrica, tuviesen la doble y única obligación de asegurar al 100% su disponibilidad, en terminología del mercado eléctrico, vender solo «potencia firme» y que su oferta contuviese el porcentaje obligado de energía de origen renovable que se estableciese, en terminología de política energética «un mix», entonces todas las transacciones posteriores (contratos bilaterales, de futuros, diarios e intradiarios, de ajustes, etc.) tendrían la garantía de origen que cumplen con las responsabilidades medioambientales.

Pero esto no es así y para poder alcanzar el mismo resultado que el de la estación de servicio al recargar combustible, hemos creado un entramado regulatorio diabólico que solo hace que empeorar al cruzarse por el camino las nuevas obligaciones medioambientales. Hemos otorgado poderes omnímodos a los Operadores del Sistema Eléctrico, a la vez propietarios de los activos del transporte, todo en el nombre de que alguien pueda escenificar frente al poder otorgante una tranquilidad de tenerlo todo bajo control. Gestiona lo ingestionable. Hace el viaje desde la política energética hasta el consumo del usuario final alcanzando de forma milagrosa el mix requerido. Todo ello de espaldas al mercado. Todo mediante procedimientos de operación, reglas, etc. Las actividades liberalizadas están fuertemente reguladas. ¿Cómo salimos de esta?

Hibridemos la oferta eléctrica. Tratemos de regular bajo el principio de la búsqueda de la eficiencia en el cumplimiento de objetivos verdes a través de la aplicación de mecanismos de mercado. Esto es, dejemos absolutamente libres a las actividades liberalizadas, generación y comercialización eléctrica (fuera primas a las energías renovables, fuera cargos por capacidad a las generadoras del régimen ordinario, fuera toda interferencia regulatoria sobre las dos actividades liberalizadas) y liberemos a los peajes de acceso de toda carga que no sea otra que la de los monopolios naturales, tautológicamente el transporte y la distribución eléctrica. En contrapartida, establezcamos mediante una regulación eficiente una hibridación de la oferta eléctrica estableciendo, al igual que para los hidrocarburos, los prerrequisitos que les permitan asegurar que su oferta es 100% firme y 100% cumplidora del mix preestablecido en la política energética vigente. Obviamente, esto quiere decir que todo kWh que llegue a ser despachado y que raudamente acuda a la demanda de aquel interruptor que solicitará su inmediata presencia ya contendrá su mix, ya que de otra manera no habría pasado el control de acceso.

Evidentemente, parece fácil, pero no lo es. Aparecen preguntas inmediatas: esta garantía de firmeza y de mix, ¿quién debe otorgarla?; para lograr esta firmeza, ¿cómo deberán actuar las energías no gestionables?; para lograr este mix, ¿cómo deberán actuar las energías convencionales?; para respetar la seguridad jurídica, ¿cómo deben asegurar su retorno las inversiones que actualmente reciben primas?; para hibridar la oferta alcanzando el mix deseado, ¿cómo deben llegar a acuerdos contractuales las diferentes tecnologías para que no existan posiciones dominantes ni discriminaciones positivas?

Cada pregunta debe ser objeto de un profundo trabajo regulatorio, incluido el establecimiento de un periodo transitorio para que, como en todo cambio en profundidad, las medidas sean efectivas de una manera gradual. Pero es posible. Es más, de no hacerse esto o algo parecido, (por ejemplo, el modelo inglés, en el que toda la energía es homogénea y las obligaciones de renovables se cumplen mediante «certificados verdes»), seguiremos inmersos en el actual marasmo del que solo cabe decir que solo se puede ir a peor. El déficit tarifario acumulado es la evidencia de una regulación violada en sus principios fundamentales y el Anteproyecto de Ley con finalidades fiscales es una cataplasma que puede quitar algo la fiebre pero seguro, no cura la enfermedad. Debemos cambiar el modelo, volver al espíritu inicial de separar las actividades en reguladas y liberalizadas. Pero de verdad.

Jordi Dolader i Clara, es presidente de Excom AF Mercados EMI, vicepresidente de la Asociación de Ingenieros Industriales de Cataluña y consejero independiente de Griño Ecologic S.A. Asimismo, fue consejero de la Comisión Nacional de Energía (CNE) y vicepresidente de Edenor.

Hibridando la oferta eléctrica

Llevemos con nuestra imaginación nuestro coche (en este viaje, el motor de nuestro auto virtual puede ser a gasolina o a gasóleo) hasta la gasolinera más próxima. Hagamos la señal al vendedor de la estación de servicio de que queremos llenar el depósito. Agarremos el dispensador e introduzcámoslo en nuestro depósito. Apretemos la llave y vigilemos de no mancharnos cuando el sistema de rebosamiento nos indique que se está alcanzando el nivel máximo. Tapemos, colguemos el dispensador, paguemos en caja y ya podremos arrancar el coche y reanudar nuestro viaje virtual. Todo ello, es un gesto atávico que, de tan repetido, ya no le prestamos mas atención. Como máximo, nos indignamos por el coste total que, dependiendo del automóvil, ya viene rebasando la barrera psicológica de los 100 euros, desde hace varias recargas. Pero ello no nos impide repetir el gesto al cabo de unos días. ¿Fácil, no?

No hemos tenido que aprender nada de prospecciones petrolíferas ni de transporte internacional de crudo. Tampoco nos hemos tenido que formar en técnicas de refino ni de logística de distribución. Tampoco hemos sido informados, más allá de algún titular de prensa, de la obligación de que los combustibles líquidos dispensados al usuario final contengan un cierto porcentaje de biocombustible para honrar los compromisos medioambientales ni de cómo CLH lo hace, técnicamente. ¡Y por cierto que la regulación de la obligación de «blending» de biofuels no ha sido un camino de rosas!: recordemos temas tales como la cuota biodiésel‐bioetanol o el conflicto con el biodiésel argentino. Mucho menos nos hemos preocupado de los contenidos de azufre y otras partículas en suspensión que están estrictamente reguladas en los reglamentos nacionales e internacionales de los productos derivados de los hidrocarburos líquidos. Fácil, cómodo, repetible, hasta aburrido.

Saltemos al sector eléctrico. Vayamos a casa (después de haber finalizado nuestro viaje virtual con el vehículo al que le hemos recargado con combustible sin mayores dificultades) y, después de haber accedido y haber desactivado la alarma, encendamos la luz de nuestro hogar. Lo más normal, en un 99,999 por ciento de las veces, es que, efectivamente, la luz se encienda y nosotros transitemos por nuestra vivienda activando otros servicios, otras luces, el aire acondicionado, la televisión, nuestro equipo informático para leer los emails que solo hemos leído su titular en el teléfono móvil, y etc., etc. Con este gesto de darle al interruptor de la luz de entrada, ordenamos de forma instantánea que una central que ni sabemos dónde está (las leyes físicas ineluctables sí que determinan cuál es) ni francamente, tampoco nos importa, elevará de forma diferencial su producción para que el sistema eléctrico, microsegundo a microsegundo, mantenga un equilibrio dinámico, algo casi mágico a ojos de los profanos. Como en el caso del subsector de los hidrocarburos no habrá sido necesario que seamos expertos en las diferentes tecnologías de generación eléctrica, Nuclear, Térmica a gas, Eólica, Hidráulica. Tampoco será necesario que hayamos cursado la carrera de ingeniero eléctrico para aprender las ecuaciones de cambio de condiciones, gracias a las cuales se pueden elevar las enormes torres de alta tensión sin que los hilos se entrecrucen por la acción del viento. Tampoco deberemos estudiar ni economía ni derecho para aprender el entramado regulatorio al que los diferentes agentes se ven sometidos si quieren ser reconocidos como tales. Simplemente le damos al interruptor.

Comparando ambos actos, el de rellenar el depósito de gasolina de nuestro vehículo o el de encender el interruptor de la luz de nuestra vivienda, podemos identificar una precondición. En ambos casos, tanto la gasolina como la electricidad estaban disponibles, estaban en situación de dar servicio de forma instantánea, estaban predispuestos, estaban firmemente asociados a las expectativas del consumidor al solicitar estos servicios. Se puede argumentar, sin embargo, que a pesar de esta similitud en la disponibilidad, existe una diferencia radical ya que el combustible líquido de nuestro coche es un bien almacenable y, por tanto, con menores problemas de «firmeza» y la electricidad precisa de un sofisticado sistema de generación que logra esta «firmeza» siempre que se consiga acompañar instantáneamente a la demanda con una oferta suficiente. Pero salvado este importante aspecto técnico, desde el punto de vista del usuario, ambos subsectores se comportan de igual modo: suministro inmediato.

Si esto es así, ¿cómo es posible que el subsector de los hidrocarburos esté en un estadio tan liberalizado que casi no le cabe otra regulación que la de la calidad de los productos, el porcentaje de biocombustibles que debe contener y, cómo no, la carga impositiva que supone más del doble del precio al consumidor final, y en cambio el subsector de la electricidad tiene una inextricable maraña regulatoria que hace imposible su comprensión a la mayoría de los ciudadanos, casi ya incluso a los que hemos formado parte de este lío?

Seguramente, la explicación más plausible es que cuando se liberaliza la actividad hace ya más de treinta años en Reino Unido, veinte en California y América Latina o catorce en Europa continental, se hace con mucha cautela para comprobar cómo responden los agentes inversores. En España, la regulación del 97 que desarrolla la Directiva Europea Eléctrica contiene elementos de vanguardia y está perfectamente alineada con la política energética española que espera un nuevo ciclo inversor basado en el gas natural mediante ciclos combinados. Esta inversión se produce y acaba implantando casi 30 GW. El problema se produce cuando en el 2005 se cambia la política energética, primando la generación renovable, sin modificación de la regulación. Ello da lugar a un gran número de problemas que se intentan solventar con parches regulatorios que, lejos de converger hacia la deseada solución, la complican y producen desastres como el déficit tarifario. Se logra, eso sí, alcanzar objetivos europeos al implantarse 20 GW eólicos, 4 GW fotovoltaicos y en construcción otros 4 GW termosolares. La regulación parece que ha sido eficaz, pero no eficiente.

Entonces, ¿dónde está el problema? El problema está en que al subsector eléctrico se le ha liberalizado a medias. De la misma manera que al poner gasolina tenemos la seguridad de que del dispensador fluirá un producto de calidad, incluida la obligada porción de biocombustibles, no tenemos ninguna seguridad de que al darle al interruptor, mi consumo eléctrico sea respetuoso con el medio ambiente ya que mi comercializador no tiene ninguna obligación de respetar ningún estándar determinado sino que tan solo compite en precio con sus adversarios.

Si los ofertantes, productores de energía eléctrica, tuviesen la doble y única obligación de asegurar al 100% su disponibilidad, en terminología del mercado eléctrico, vender solo «potencia firme» y que su oferta contuviese el porcentaje obligado de energía de origen renovable que se estableciese, en terminología de política energética «un mix», entonces todas las transacciones posteriores (contratos bilaterales, de futuros, diarios e intradiarios, de ajustes, etc.) tendrían la garantía de origen que cumplen con las responsabilidades medioambientales.

Pero esto no es así y para poder alcanzar el mismo resultado que el de la estación de servicio al recargar combustible, hemos creado un entramado regulatorio diabólico que solo hace que empeorar al cruzarse por el camino las nuevas obligaciones medioambientales. Hemos otorgado poderes omnímodos a los Operadores del Sistema Eléctrico, a la vez propietarios de los activos del transporte, todo en el nombre de que alguien pueda escenificar frente al poder otorgante una tranquilidad de tenerlo todo bajo control. Gestiona lo ingestionable. Hace el viaje desde la política energética hasta el consumo del usuario final alcanzando de forma milagrosa el mix requerido. Todo ello de espaldas al mercado. Todo mediante procedimientos de operación, reglas, etc. Las actividades liberalizadas están fuertemente reguladas. ¿Cómo salimos de esta?

Hibridemos la oferta eléctrica. Tratemos de regular bajo el principio de la búsqueda de la eficiencia en el cumplimiento de objetivos verdes a través de la aplicación de mecanismos de mercado. Esto es, dejemos absolutamente libres a las actividades liberalizadas, generación y comercialización eléctrica (fuera primas a las energías renovables, fuera cargos por capacidad a las generadoras del régimen ordinario, fuera toda interferencia regulatoria sobre las dos actividades liberalizadas) y liberemos a los peajes de acceso de toda carga que no sea otra que la de los monopolios naturales, tautológicamente el transporte y la distribución eléctrica. En contrapartida, establezcamos mediante una regulación eficiente una hibridación de la oferta eléctrica estableciendo, al igual que para los hidrocarburos, los prerrequisitos que les permitan asegurar que su oferta es 100% firme y 100% cumplidora del mix preestablecido en la política energética vigente. Obviamente, esto quiere decir que todo kWh que llegue a ser despachado y que raudamente acuda a la demanda de aquel interruptor que solicitará su inmediata presencia ya contendrá su mix, ya que de otra manera no habría pasado el control de acceso.

Evidentemente, parece fácil, pero no lo es. Aparecen preguntas inmediatas: esta garantía de firmeza y de mix, ¿quién debe otorgarla?; para lograr esta firmeza, ¿cómo deberán actuar las energías no gestionables?; para lograr este mix, ¿cómo deberán actuar las energías convencionales?; para respetar la seguridad jurídica, ¿cómo deben asegurar su retorno las inversiones que actualmente reciben primas?; para hibridar la oferta alcanzando el mix deseado, ¿cómo deben llegar a acuerdos contractuales las diferentes tecnologías para que no existan posiciones dominantes ni discriminaciones positivas?

Cada pregunta debe ser objeto de un profundo trabajo regulatorio, incluido el establecimiento de un periodo transitorio para que, como en todo cambio en profundidad, las medidas sean efectivas de una manera gradual. Pero es posible. Es más, de no hacerse esto o algo parecido, (por ejemplo, el modelo inglés, en el que toda la energía es homogénea y las obligaciones de renovables se cumplen mediante «certificados verdes»), seguiremos inmersos en el actual marasmo del que solo cabe decir que solo se puede ir a peor. El déficit tarifario acumulado es la evidencia de una regulación violada en sus principios fundamentales y el Anteproyecto de Ley con finalidades fiscales es una cataplasma que puede quitar algo la fiebre pero seguro, no cura la enfermedad. Debemos cambiar el modelo, volver al espíritu inicial de separar las actividades en reguladas y liberalizadas. Pero de verdad.

Jordi Dolader i Clara, es presidente de Excom AF Mercados EMI, vicepresidente de la Asociación de Ingenieros Industriales de Cataluña y consejero independiente de Griño Ecologic S.A. Asimismo, fue consejero de la Comisión Nacional de Energía (CNE) y vicepresidente de Edenor.

Los pajaritos contra las escopetas

El pasado día 15 de diciembre, en la sección de Opinión-Análisis/El Contador, se publicó un extenso comentario titulado «La guerra termosolar» en el que, al margen de datos erróneos u otras consideraciones de fondo contrarias por principio a la energía termosolar y en las que nunca podremos coincidir habida cuenta su posición editorial (como muestra, por ejemplo, el uso de expresiones peyorativas del tipo «retroprogresistas»), se falta objetivamente a la verdad al presentar la industria termosolar como iniciadora de una guerra contra el resto del sector eléctrico, cuando ha sido justamente al revés, como demostraremos por la simple enumeración cronológica de los hechos acaecidos. Por cierto, ¿cómo habría que llamar a los que tratan de evitar el progresivo e imparable proceso de sustitución de energías fósiles y nucleares por renovables?

Dicen en «Energía Diario» textualmente: «Anunciábamos a principios de noviembre que la industria termosolar había iniciado una guerra cuyos comienzos estribaban en la aprobación del Plan de Energías Renovables…». Y añaden que las críticas que Unesa hizo al PER suscitaron una fuerte reacción desde la industria termosolar, en general, y de la empresa Abengoa en particular, «que enseguida utilizó el teléfono de aludidos» y cuyo presidente dedicó una tribuna completa, de la serie que el diario «El País» había propuesto a varios representantes empresariales sobre ideas económicas para el nuevo Gobierno, para reclamar la importancia del sector termosolar y su papel en la salida de la crisis. «Estos -continúa Energía Diario- fueron el primer y segundo escarceo de esta guerra».

Se olvida «Energía Diario» que el Plan de Energías Renovables (PER) 2011-2020 fue aprobado el día 11 de noviembre, mientras que los ataques contra el sector termosolar fueron iniciados desde mucho tiempo antes por Ignacio Sánchez Galán, presidente de Iberdrola, hasta el punto de que Protermosolar se vio obligada a expulsar de su seno a esta empresa, que formaba parte de su Junta Directiva, el 28 de octubre en su reunión en Toledo, por 17 votos a favor, dos en blanco y ninguno en contra, cumpliendo de forma escrupulosa los Estatutos.

La segunda fase de la guerra de Iberdrola y Unesa contra el sector termosolar, que ha sido siempre el agredido y nunca el agresor y que se ha limitado a defenderse cuando ha podido romper el espeso muro de silencio y censura impuesto desde buena parte de los medios de comunicación de masas, la inició Sánchez Galán el 3 de noviembre en Cannes (Francia). Aprovechó su participación en el B-20 Business Summit para atacar, en el extranjero, al sector termosolar sin reparar en el daño a la marca-país España, al liderazgo mundial que ostentamos en esta tecnología y al enorme perjuicio a las CC.AA. de Andalucía, Extremadura, Castilla la Mancha y Murcia que su postura causaría.

Casualmente, ese mismo día el diario «El Economista» publicaba un editorial titulado «Necesitamos una nueva ley de electricidad«, haciéndose eco del argumentario del presidente de Iberdrola. Y no fue el presidente de Abengoa, sino el de Iberdrola quien aprovechó previamente la tribuna que le brindó «El País» para, el 6 de noviembre, abundar en su continuada exigencia de los últimos tiempos de paralizar el desarrollo de las termosolares, que es un sector en el que España marca la pauta al resto del mundo, como demuestran las recientes adjudicaciones en el concurso internacional de Suráfrica, y que Sánchez Galán pretendió liderar en 2009, obteniendo un rotundo fracaso cuando solicitó al Gobierno autorización para un gran número de centrales termosolares y sólo obtuvo permiso para una que ya tenía construida y que es la que peor ha funcionado de España.

El diario «Expansión» se sumó al coro mediático de Sánchez Galán el 7 de noviembre con otro editorial, titulado «La burbuja solar, otra hipoteca para Rajoy«. Siete días más tarde, «El Economista» cedió su tribuna periodística al presidente de Unesa, Eduardo Montes, para que repitiera el mensaje de aquél en un artículo denominado «Habrá una burbuja termosolar si no admitimos la fotovoltaica«.

Protermosolar se vio obligada a replicar y no fue sino hasta el 28 de noviembre cuando «El Economista» nos publicó la tribuna «El gas natural, madre de todas las burbujas«.

Esta secuencia se describe con mayor grado de detalle en el último boletín de Protermosolar, al que remitimos a los lectores interesados, los cuales podrán fehacientemente comprobar que esta guerra nunca ha sido iniciada por el sector termosolar.

Narrar los hechos omitiendo su secuencia cronológica completa, como se ha hecho en el artículo de «Energía Diario», equivale a, como reza el dicho popular, presentar a los pajaritos disparando contra las escopetas.

El mercado del gas y sus oportunidades

Pero no sólo la demanda es menor hoy, si no que la producción ha seguido creciendo a lo largo de 2010. Y éste es un sector donde es difícil adecuarse rápidamente a las condiciones de demanda –fundamentalmente por la larga duración de los proyectos (lead time)- con lo que nos encontramos ante una diferencia importante entre la capacidad de producción y la demanda de gas. Esta diferencia ha aumentado aun más, debido a los últimos desarrollos en la tecnología de extracción de gas no convencional, con avances en el conocimiento de la geología del terreno y la perforación horizontal. Como consecuencia, en EE.UU. se han duplicado las reservas de gas natural desde 2005 y se estima que se pueda llegar a una producción de gas no convencional de 200 bcm (miles de millones de metros cúbicos) al año.

Como en todos los mercados donde se produce una expansión de la capacidad de producción ante una reducción de la demanda, los precios se deprimen. Y esto no podía ser de otra manera en el mercado del gas, si bien este sector presenta ciertos matices especiales que examinaremos más adelante. Se prevé que en EE.UU. el precio del gas se mantenga en unos niveles de 6 a 7 $/mmBTU durante toda esta década. Ante este nivel de precios, el gas Natural Licuado (GNL) desplazaría su destino final de EE.UU a Asia y Europa. Es el GNL, con su arbitraje de precios entre regiones, el que contribuye a mantener unos precios relativamente homogéneos geográficamente en el mercado spot (al contado) mundial.

¿Cómo evolucionará la demanda de gas? Si buscamos la respuesta en la historia, hay dos acontecimientos que nos hacen creer que la pérdida de demanda es estructural y no volverá inmediatamente a los valores del 2008, más bien seguirá un crecimiento con niveles pre-recesión del 1-2% anual. Esos acontecimientos son, por un lado la crisis asiática de finales de los ‘90, donde la demanda se mantuvo constante hasta que la recuperación económica impulsó un crecimiento de la demanda de gas a niveles similares a antes de la crisis, sin recuperar de manera inmediata el volumen perdido. Y por otro, el conflicto árabe-israelí de 1973, que causó una fuerte reducción de la demanda en EE.UU al elevarse los precios, lo que contribuyo a la deslocalización de la industria. Se requirieron más de 20 años para volver a los niveles de demanda de inicios de los 70.

Aunque cualquier predicción de este género conlleva un riesgo, hay dos factores que pueden modificar de manera notable la evolución de la demanda: la flexibilización de los contratos y la mayor utilización de gas en la producción eléctrica.

Actualmente los contratos de gas a largo plazo, o indexados al precio del petróleo, se encuentran en clara desventaja con respecto al “mercado spot” desde el punto de vista del comprador. El precio del barril de petróleo se ha recuperado hasta unos niveles de 70-90 $, mientras que el precio del gas en el “mercado spot” se mantiene bajo. Esto supone un incentivo para el comprador a presionar para que el contrato refleje de manera más directa la situación actual de la oferta y demanda en el mercado del gas. En la medida en la que se flexibilicen los contratos, se incentivará el consumo de gas.

A un precio de 6 $/mmBTU y con la tonelada de CO2 en torno a los 15 €, el gas tiene un coste marginal similar, o ligeramente inferior, al del carbón en la producción de electricidad. Este escenario puede impulsar la mayor utilización de las centrales de ciclo combinado. Si el precio del carbón no se ve afectado de manera notable, estamos ante un escenario que a nivel mundial tenderá a perdurar, ya que las restricciones sobre el CO2 son cada vez más exigentes (a pesar de no existir un acuerdo en firme a partir de 2012).

En el caso de España en cambio, la regulación actual convierte este escenario en altamente improbable a corto-medio plazo. El impulso regulatorio al carbón nacional hasta el año 2014 para la producción de electricidad, desplazará el consumo del gas, que tras la opinión de Bruselas sobre la normativa del Gobierno, ha perdido el pago del lucro cesante que inicialmente le era reconocido. Además, el gran crecimiento de la producción en régimen especial, esencialmente de las tecnologías renovables, contribuye a desplazar la producción en régimen ordinario, en especial aquellas tecnologías que suelen marcar el precio del mercado como la de ciclos combinados.

Este panorama abre nuevos retos para las empresas del sector: los productores de gas deberán aumentar su creatividad en la flexibilización de contratos para mantener una alta utilización de su capacidad de producción y no disminuir márgenes; los importadores y mayoristas deberán reevaluar sus carteras de proveedores y su mix de contratos a largo plazo y spot; los proveedores de infraestructuras (gaseoductos, re-gasificadoras, etc…), por su parte, tendrán que reevaluar sus proyectos actuales y futuros; y las eléctricas deberán decidir sobre su mix de producción futuro y por qué tecnología apuestan.

Pablo Royo es Senior Associate de la consultora Booz & Company

Es experto en el sector eléctrico y gasista, especializado en el desarrollo de estrategia, fijación de precios y optimización de la capacidad productiva. En la actualidad desarrolla proyectos de estrategia de mercado en el sector del gas en España.

La energía eólica como seguro de vida para España

¿Y el presente? En los próximos cinco años terminará de cristalizar el nuevo orden mundial en el que España va a tener que desenvolverse. Un nuevo orden mundial en el que China va a seguir siendo la principal economía en términos de crecimiento del PIB y en el que incluso podría adelantar a EEUU hacia 2020-22. También va a ser el principal consumidor de energía mundial y se va a convertir en el principal consumidor de todas las materias primas. Mientras tanto, el resto de países emergentes no se va a quedar de brazos cruzados ni en crecimiento económico ni en consumo.

En términos energéticos esto significa que, en cinco años, el mundo va a consumir un 15-20% más de energía, y que de ese incremento, la mitad va a ir a China y un tercio a los demás países emergentes. Ante esta perspectiva, hasta los más cautos se atreverían a afirmar que los precios de todos los combustibles fósiles van a aumentar de manera importante en los próximos cinco años. Y no sólo los combustibles líquidos, sino también el carbón y el gas. Los analistas esperan que si se mantienen los parámetros actuales en la economía mundial, ya en 2011 los mercados internacionales de energía podrían alcanzar e incluso superar la situación de demanda que se dio entre finales de 2007 y la primera mitad de 2008 que, a su vez, generó unas intensas subidas en los precios de todas las materias primas.

En pocas palabras: para 2015 los combustibles fósiles pueden costar bastante más que ahora. En el último año los precios de todos los combustibles fósiles han aumentado más de un 15%, con el carbón a la cabeza: a principios de julio costaba un 60% más que un año antes.

Ante lo que se nos avecina, en términos de precios de la energía, ¿cómo estamos y qué podemos hacer en España? En el sector eléctrico peninsular se han hecho bastante bien las cosas, ya que en diez años se ha reducido la generación con petróleo de un 7% a menos de un 1% y la generación con carbón de casi un 40% a menos del 10%. En su lugar se han utilizado energías renovables, especialmente eólica, además de gas. En los próximos cinco años la apuesta por estas tecnologías va a resultar un seguro de vida contra las turbulencias que se avecinan en los mercados energéticos mundiales.

La energía eólica ha tenido un rol fundamental en el cambio del mix energético del sector eléctrico español. En cinco años, desde 2004 a 2009, ha duplicado su aportación a la cobertura de la demanda eléctrica, hasta alcanzar casi el 14% del total el año pasado. Durante el pasado invierno (que es la época del año cuando se producen los máximos de consumo, entre noviembre y marzo) la eólica produjo más del 20% de la electricidad demandada durante el 57% de los días, más de un 15% durante un 75% de los días, y sólo produjo menos de un 5% dos días (ambos con más de un 4% de aportación).

Si a la aportación eólica se añade el buen invierno hidráulico que hemos tenido en España, no es de extrañar que los precios de la electricidad en el mercado español hayan sido de los más bajos registrados nunca para estos meses, por debajo de los 35 €/MWh, y con un nuevo mínimo mensual en marzo, de 19,62 € el megavatio eléctrico. Ha sido tal el abaratamiento del coste del mercado español –gracias en gran parte a la energía eólica-, que a los habituales mercados de exportación eléctrica de España, Portugal y Marruecos, se le ha sumado Francia. A todo esto hay que añadir que, al no tener costes de combustibles, las energías renovables no sufren incrementos en su coste de generación a lo largo de su vida útil, cosa que sí que ocurre con las instalaciones que queman combustibles fósiles. Además, al no tener emisiones, tampoco tienen que pagar por sus emisiones de CO2.

El valor de la apuesta española por las renovables va a hacerse evidente en los próximos cinco años, cuando los mercados internacionales de recursos fósiles vuelvan a una marcada senda alcista. Basta recordar que en 2008 el coste de los combustibles fósiles hizo subir tanto el precio del mercado eléctrico español (el año terminó con un precio medio de 60€/MWh), que el 60% de las horas la eólica no necesitó recibir primas porque el coste del mercado estaba por encima de éstas.

En este contexto, ¿parece sensato volver la vista atrás cuando los combustibles fósiles no pueden ofrecernos ya más que desventajas? Sin embargo, España es líder en energías renovables, especialmente en eólica, lo que sí supone una clara ventaja. ¿No parece éste un motivo más que suficiente para que el Gobierno apueste por un sector, el eólico, que es fundamental para la seguridad energética del país y para el crecimiento de su economía?

La única forma de alcanzar un 20% de energías renovables en 2020, como exige la Directiva 2020, es manteniendo una firme política de apoyo a estas energías. Para que la eólica siga siendo un pilar de la seguridad energética en España, es necesario un marco regulatorio que favorezca la financiación de los parques, que les asegure una rentabilidad razonable para que siga siendo atractivo invertir en España y los inversores no se vayan a otros países. En definitiva, un nuevo marco regulatorio que refrende la historia de éxito de la industria eólica española y que permita alcanzar los objetivos del 2020 sería una excelente noticia para la economía de este país.

La energía eólica como seguro de vida para España

¿Y el presente? En los próximos cinco años terminará de cristalizar el nuevo orden mundial en el que España va a tener que desenvolverse. Un nuevo orden mundial en el que China va a seguir siendo la principal economía en términos de crecimiento del PIB y en el que incluso podría adelantar a EEUU hacia 2020-22. También va a ser el principal consumidor de energía mundial y se va a convertir en el principal consumidor de todas las materias primas. Mientras tanto, el resto de países emergentes no se va a quedar de brazos cruzados ni en crecimiento económico ni en consumo.

En términos energéticos esto significa que, en cinco años, el mundo va a consumir un 15-20% más de energía, y que de ese incremento, la mitad va a ir a China y un tercio a los demás países emergentes. Ante esta perspectiva, hasta los más cautos se atreverían a afirmar que los precios de todos los combustibles fósiles van a aumentar de manera importante en los próximos cinco años. Y no sólo los combustibles líquidos, sino también el carbón y el gas. Los analistas esperan que si se mantienen los parámetros actuales en la economía mundial, ya en 2011 los mercados internacionales de energía podrían alcanzar e incluso superar la situación de demanda que se dio entre finales de 2007 y la primera mitad de 2008 que, a su vez, generó unas intensas subidas en los precios de todas las materias primas.

En pocas palabras: para 2015 los combustibles fósiles pueden costar bastante más que ahora. En el último año los precios de todos los combustibles fósiles han aumentado más de un 15%, con el carbón a la cabeza: a principios de julio costaba un 60% más que un año antes.

Ante lo que se nos avecina, en términos de precios de la energía, ¿cómo estamos y qué podemos hacer en España? En el sector eléctrico peninsular se han hecho bastante bien las cosas, ya que en diez años se ha reducido la generación con petróleo de un 7% a menos de un 1% y la generación con carbón de casi un 40% a menos del 10%. En su lugar se han utilizado energías renovables, especialmente eólica, además de gas. En los próximos cinco años la apuesta por estas tecnologías va a resultar un seguro de vida contra las turbulencias que se avecinan en los mercados energéticos mundiales.

La energía eólica ha tenido un rol fundamental en el cambio del mix energético del sector eléctrico español. En cinco años, desde 2004 a 2009, ha duplicado su aportación a la cobertura de la demanda eléctrica, hasta alcanzar casi el 14% del total el año pasado. Durante el pasado invierno (que es la época del año cuando se producen los máximos de consumo, entre noviembre y marzo) la eólica produjo más del 20% de la electricidad demandada durante el 57% de los días, más de un 15% durante un 75% de los días, y sólo produjo menos de un 5% dos días (ambos con más de un 4% de aportación).

Si a la aportación eólica se añade el buen invierno hidráulico que hemos tenido en España, no es de extrañar que los precios de la electricidad en el mercado español hayan sido de los más bajos registrados nunca para estos meses, por debajo de los 35 €/MWh, y con un nuevo mínimo mensual en marzo, de 19,62 € el megavatio eléctrico. Ha sido tal el abaratamiento del coste del mercado español –gracias en gran parte a la energía eólica-, que a los habituales mercados de exportación eléctrica de España, Portugal y Marruecos, se le ha sumado Francia. A todo esto hay que añadir que, al no tener costes de combustibles, las energías renovables no sufren incrementos en su coste de generación a lo largo de su vida útil, cosa que sí que ocurre con las instalaciones que queman combustibles fósiles. Además, al no tener emisiones, tampoco tienen que pagar por sus emisiones de CO2.

El valor de la apuesta española por las renovables va a hacerse evidente en los próximos cinco años, cuando los mercados internacionales de recursos fósiles vuelvan a una marcada senda alcista. Basta recordar que en 2008 el coste de los combustibles fósiles hizo subir tanto el precio del mercado eléctrico español (el año terminó con un precio medio de 60€/MWh), que el 60% de las horas la eólica no necesitó recibir primas porque el coste del mercado estaba por encima de éstas.

En este contexto, ¿parece sensato volver la vista atrás cuando los combustibles fósiles no pueden ofrecernos ya más que desventajas? Sin embargo, España es líder en energías renovables, especialmente en eólica, lo que sí supone una clara ventaja. ¿No parece éste un motivo más que suficiente para que el Gobierno apueste por un sector, el eólico, que es fundamental para la seguridad energética del país y para el crecimiento de su economía?

La única forma de alcanzar un 20% de energías renovables en 2020, como exige la Directiva 2020, es manteniendo una firme política de apoyo a estas energías. Para que la eólica siga siendo un pilar de la seguridad energética en España, es necesario un marco regulatorio que favorezca la financiación de los parques, que les asegure una rentabilidad razonable para que siga siendo atractivo invertir en España y los inversores no se vayan a otros países. En definitiva, un nuevo marco regulatorio que refrende la historia de éxito de la industria eólica española y que permita alcanzar los objetivos del 2020 sería una excelente noticia para la economía de este país.

La energía eólica como seguro de vida para España

¿Y el presente? En los próximos cinco años terminará de cristalizar el nuevo orden mundial en el que España va a tener que desenvolverse. Un nuevo orden mundial en el que China va a seguir siendo la principal economía en términos de crecimiento del PIB y en el que incluso podría adelantar a EEUU hacia 2020-22. También va a ser el principal consumidor de energía mundial y se va a convertir en el principal consumidor de todas las materias primas. Mientras tanto, el resto de países emergentes no se va a quedar de brazos cruzados ni en crecimiento económico ni en consumo.

En términos energéticos esto significa que, en cinco años, el mundo va a consumir un 15-20% más de energía, y que de ese incremento, la mitad va a ir a China y un tercio a los demás países emergentes. Ante esta perspectiva, hasta los más cautos se atreverían a afirmar que los precios de todos los combustibles fósiles van a aumentar de manera importante en los próximos cinco años. Y no sólo los combustibles líquidos, sino también el carbón y el gas. Los analistas esperan que si se mantienen los parámetros actuales en la economía mundial, ya en 2011 los mercados internacionales de energía podrían alcanzar e incluso superar la situación de demanda que se dio entre finales de 2007 y la primera mitad de 2008 que, a su vez, generó unas intensas subidas en los precios de todas las materias primas.

En pocas palabras: para 2015 los combustibles fósiles pueden costar bastante más que ahora. En el último año los precios de todos los combustibles fósiles han aumentado más de un 15%, con el carbón a la cabeza: a principios de julio costaba un 60% más que un año antes.

Ante lo que se nos avecina, en términos de precios de la energía, ¿cómo estamos y qué podemos hacer en España? En el sector eléctrico peninsular se han hecho bastante bien las cosas, ya que en diez años se ha reducido la generación con petróleo de un 7% a menos de un 1% y la generación con carbón de casi un 40% a menos del 10%. En su lugar se han utilizado energías renovables, especialmente eólica, además de gas. En los próximos cinco años la apuesta por estas tecnologías va a resultar un seguro de vida contra las turbulencias que se avecinan en los mercados energéticos mundiales.

La energía eólica ha tenido un rol fundamental en el cambio del mix energético del sector eléctrico español. En cinco años, desde 2004 a 2009, ha duplicado su aportación a la cobertura de la demanda eléctrica, hasta alcanzar casi el 14% del total el año pasado. Durante el pasado invierno (que es la época del año cuando se producen los máximos de consumo, entre noviembre y marzo) la eólica produjo más del 20% de la electricidad demandada durante el 57% de los días, más de un 15% durante un 75% de los días, y sólo produjo menos de un 5% dos días (ambos con más de un 4% de aportación).

Si a la aportación eólica se añade el buen invierno hidráulico que hemos tenido en España, no es de extrañar que los precios de la electricidad en el mercado español hayan sido de los más bajos registrados nunca para estos meses, por debajo de los 35 €/MWh, y con un nuevo mínimo mensual en marzo, de 19,62 € el megavatio eléctrico. Ha sido tal el abaratamiento del coste del mercado español –gracias en gran parte a la energía eólica-, que a los habituales mercados de exportación eléctrica de España, Portugal y Marruecos, se le ha sumado Francia. A todo esto hay que añadir que, al no tener costes de combustibles, las energías renovables no sufren incrementos en su coste de generación a lo largo de su vida útil, cosa que sí que ocurre con las instalaciones que queman combustibles fósiles. Además, al no tener emisiones, tampoco tienen que pagar por sus emisiones de CO2.

El valor de la apuesta española por las renovables va a hacerse evidente en los próximos cinco años, cuando los mercados internacionales de recursos fósiles vuelvan a una marcada senda alcista. Basta recordar que en 2008 el coste de los combustibles fósiles hizo subir tanto el precio del mercado eléctrico español (el año terminó con un precio medio de 60€/MWh), que el 60% de las horas la eólica no necesitó recibir primas porque el coste del mercado estaba por encima de éstas.

En este contexto, ¿parece sensato volver la vista atrás cuando los combustibles fósiles no pueden ofrecernos ya más que desventajas? Sin embargo, España es líder en energías renovables, especialmente en eólica, lo que sí supone una clara ventaja. ¿No parece éste un motivo más que suficiente para que el Gobierno apueste por un sector, el eólico, que es fundamental para la seguridad energética del país y para el crecimiento de su economía?

La única forma de alcanzar un 20% de energías renovables en 2020, como exige la Directiva 2020, es manteniendo una firme política de apoyo a estas energías. Para que la eólica siga siendo un pilar de la seguridad energética en España, es necesario un marco regulatorio que favorezca la financiación de los parques, que les asegure una rentabilidad razonable para que siga siendo atractivo invertir en España y los inversores no se vayan a otros países. En definitiva, un nuevo marco regulatorio que refrende la historia de éxito de la industria eólica española y que permita alcanzar los objetivos del 2020 sería una excelente noticia para la economía de este país.