André Anacleto, Maria João Ribeirinho, Diogo Amorim Santiago, Patrícia Ovídio ,David González ,Ignacio Martínez Giménez 31 de julio de 2024. MCKINSEY
La cooperación de todos los actores interesados puede impulsar la descarbonización ibérica mediante la electrificación y el despliegue de energías renovables. En este artículo, analizamos las ambiciones, los desafíos y las oportunidades potenciales para España.
La Unión Europea (UE) ha establecido ambiciosos objetivos de descarbonización : una reducción de al menos el 55 por ciento de las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) de la UE para 2030, en comparación con los niveles de 1990.1El logro de estos objetivos puede ayudar a lograr una mayor sostenibilidad, seguridad, asequibilidad y competitividad energética a medida que la UE acelera su transición energética.
Sin embargo, esta transición no es tan simple como implementar más fuentes de energía renovables (FER). Implica cambiar a una combinación energética diversificada y más sostenible, al tiempo que se gestiona el suministro intermitente, se renueva la infraestructura, se alinean las innovaciones tecnológicas y las políticas y se involucra a los consumidores. Todo esto requiere una inversión masiva de capital y la colaboración de todas las partes interesadas, tanto públicas como privadas.
Ampliar la transición energética también traerá desafíos a lo largo de la cadena de valor, desde el abastecimiento de materias primas hasta la fabricación, la infraestructura y la disponibilidad de capital. A pesar de estos desafíos, España está bien posicionada para descarbonizar y aprovechar las nuevas oportunidades que ofrece este proceso. El país tiene el potencial de convertirse en un líder en la transición energética, aprovechando la electrificación y las energías renovables para descarbonizar los usos finales de la energía y el suministro de energía, respectivamente.
En este artículo (el segundo de nuestra serie sobre la oportunidad de descarbonización en la Península Ibérica) destacamos que, si bien las dotaciones naturales son necesarias para la descarbonización de España, no son suficientes por sí solas. Destacamos además que la electrificación ya es una solución competitiva en términos de costos para descarbonizar múltiples procesos, pero una adopción lenta podría obstaculizar la capacidad de implementar más energías renovables. Además, España tiene suficiente capacidad de energías renovables en proceso en general, pero enfrenta desafíos de ejecución y prefiere la energía solar a la eólica. Para permitir la transición se requiere la expansión y modernización de la red, así como la implementación de estructuras de diseño actualizadas para el mercado eléctrico.
La Iniciativa Ibérica para la Transición Industrial y Energética
Analizamos cómo España podría aprovechar el valor potencial de la transición energética mientras se descarboniza, aprovechando los conocimientos de nuestra investigación sobre la Iniciativa Energética (véase el recuadro “La industria ibérica y la Iniciativa de Transición Energética”). A pesar de las claras ventajas, España podría tener que actuar con rapidez para atraer industrias y aprovechar las oportunidades (y el valor) en juego.
España tiene recursos que aprovechar y obstáculos que superar
Las dotaciones naturales y técnicas de España podrían convertirla en líder en el proceso de descarbonización y crear una oportunidad de crecimiento sin precedentes para la región.
El país tiene alrededor de 300 días de sol al año, lo que resulta en un costo nivelado de energía (LCOE) para energía solar que es aproximadamente un 45 por ciento menor que el promedio de la UE.2España también cuenta con condiciones favorables para la producción de energías renovables las 24 horas del día, los 7 días de la semana, incluida una capacidad de almacenamiento hidroeléctrico de alrededor de 3 gigavatios (GW), lo que representa el 3 por ciento de la capacidad energética total instalada, más que la mayoría de los países europeos.3En España también hay una mayor proporción de terrenos no utilizados y abandonados: un 25 por ciento, en comparación con la media europea del 15 por ciento.4
Estas dotaciones naturales coexisten con una infraestructura bien establecida, que incluye una sólida infraestructura de red de malla capilar que puede servir como columna vertebral para futuras mejoras y siete plantas de regasificación (que representan la mayor capacidad de la UE).5España está situada en una zona con uno de los mayores volúmenes de tráfico marítimo del mundo y cuenta con uno de los mayores mercados de acuerdos de compra de energía (PPA) de Europa, representando el 40 por ciento del mercado total de PPA europeo en 2022.6
Sin embargo, el sistema energético español arrastra varios obstáculos heredados que pueden obstaculizar su progreso, entre ellos marcos regulatorios inciertos, impuestos adicionales para las empresas del sector energético (por ejemplo, en 2022 España introdujo un impuesto adicional del 1,2 por ciento sobre los ingresos de algunas empresas del sector) y largos procesos de obtención de permisos.7
En lo que respecta al transporte, España ha experimentado un ritmo de electrificación de la movilidad más lento que otros países de la UE. El acceso a la red puede ser lento y las limitaciones de la red han dificultado el despliegue de puntos de recarga para vehículos eléctricos (VE), con alrededor de 30.000 puntos públicos en 2023 frente al objetivo gubernamental de 100.000.8Es probable que esto afecte la adopción de vehículos eléctricos, ya que solo el 10 por ciento de todas las ventas de vehículos en 2022 fueron vehículos eléctricos en España, en comparación con el 21 por ciento en el resto de la UE.9
La visión difusa a largo plazo de los precios de la electricidad plantea otro desafío. En este sentido, la falta de liquidez del mercado de futuros de España limita la visibilidad de los flujos de caja futuros, lo que desincentiva las grandes inversiones necesarias para la electrificación. Por ejemplo, en 2022, el porcentaje de intercambio de energía a plazo en España representó solo alrededor del 2 por ciento de la energía total comercializada, en comparación con un promedio europeo de aproximadamente el 22 por ciento para los principales mercados.10
La ambición de España en materia de electrificación y energías renovables
Aprovechando sus dotes naturales y técnicas, y en línea con sus compromisos, España tiene el potencial de convertirse en un líder en el proceso de transición energética y seguir siendo líder en el despliegue y uso de energías renovables. Esto requerirá tanto descarbonizar los usos finales de la energía mediante una electrificación competitiva y asequible, como descarbonizar el suministro eléctrico mediante el despliegue de energías renovables.
Aprovechar la electrificación a un coste competitivo
En la mayoría de los sectores de consumo final de energía, la electrificación es actualmente la herramienta más competitiva en términos de costos para descarbonizar. Sin embargo, para poder electrificar de manera asequible, será necesario adoptar energías renovables.
España podría ser pionera en electrificación, lo que podría dar lugar a un aumento potencial de la demanda de energía en el mercado de entre el 30 y el 45 por ciento (alrededor de 70 a 100 teravatios hora [TWh]) para 2030 (Gráfico 1). Esta transición requeriría un cambio importante en los sectores de uso final de la energía, incluida la realización de los proyectos de hidrógeno anunciados, un cambio importante en los equipos industriales hacia soluciones eléctricas, una rápida aceleración en la adopción de vehículos eléctricos y la adopción de tecnologías eléctricas por parte de los edificios.
Anexo 1
La siguiente sección detalla la descarbonización industrial, la adopción de vehículos eléctricos y la electrificación de edificios.
A. Descarbonización industrial
La industria puede descarbonizarse electrificando y aumentando la producción de hidrógeno verde y sus derivados.
Industrias verdes
Hoy en día, la electrificación se considera la opción más rentable para descarbonizar múltiples procesos industriales, en particular los procesos de baja y media temperatura.11De hecho, los procesos de baja y media temperatura (por ejemplo, en las industrias alimentaria o textil) podrían aumentar su participación de electricidad en el consumo energético final en más de diez puntos porcentuales de aquí a 2030.12
La regulación europea está presionando para reducir las emisiones industriales ampliando el Sistema de Comercio de Emisiones (ETS) y reduciendo el límite de emisiones cada año, lo que hace que los combustibles fósiles sean cada vez menos competitivos.13Posteriormente, la mayoría de los sectores industriales podrían realizar la transición hacia la electrificación de sus activos a medida que este cambio se vuelva competitivo en términos de costos para un conjunto más amplio de procesos industriales.
España podría estar bien posicionada para convertirse en un líder en la descarbonización industrial mediante la electrificación de sus industrias existentes y la atracción de otras nuevas que consumen mucha energía (Gráfico 2). Las nuevas industrias podrían representar una demanda adicional de electricidad; por ejemplo, en 2030, los centros de datos por sí solos podrían consumir más del doble de electricidad que en 2022.14
Anexo 2
Sin embargo, es necesario acelerar este importante cambio, ya que la demanda industrial de electricidad no ha mostrado signos significativos de crecimiento en la última década, ni siquiera en los últimos meses.15
Producción de hidrógeno verde y derivados
Se prevé que la producción de hidrógeno verde represente la mayor parte del aumento del consumo energético industrial de España debido a la intensidad energética del proceso de producción. Dado el bajo LCOE de la región, España podría ser un líder europeo en la producción de hidrógeno, donde la demanda estará impulsada por la regulación del Mecanismo de Ajuste de Carbono en Frontera (CBAM), los objetivos y primas del acero verde, la regulación de los combustibles de aviación sostenibles (SAF) y los objetivos de descarbonización (como ReFuelEU, los objetivos RFNBO y RED III).16
Sin embargo, el desarrollo de proyectos se ha ralentizado debido al aumento de las estimaciones de costes debido a la inflación, las altas tasas de interés y la lentitud de los avances en la implementación de electrolizadores a gran escala. Las estimaciones del coste nivelado del hidrógeno verde (LCOH) para España se sitúan ahora entre 4,0 y 5,5 euros por kilogramo (€/kg) para 2030, por encima de las estimaciones previstas del coste del hidrógeno gris de 1,0 a 3,0 €/kg.17
Nuestro análisis muestra que, actualmente, más del 95 por ciento del total de proyectos de hidrógeno verde anunciados que se espera que estén operativos para 2030, aún se encuentran en etapas de viabilidad y diseño preliminar de ingeniería inicial (pre-FEED).18Para fomentar su implantación, se han anunciado más de 3.100 millones de euros en incentivos para financiar la industria del hidrógeno, y solo unos 500 millones de euros ya se han asignado a proyectos específicos.19
B. Adopción de vehículos eléctricos
El aumento de la penetración de los vehículos eléctricos aumentaría gradualmente la demanda de energía del sector del transporte por carretera a medida que se vayan eliminando los vehículos con motor de combustión interna. Está previsto que las ventas de vehículos con motor de combustión interna nuevos queden prohibidas a partir de 2035 y la UE aspira a tener 30 millones de vehículos eléctricos de pasajeros en circulación en 2030.20En España, esto podría aumentar la proporción de vehículos eléctricos entre los turismos desde algo más del 1 por ciento a más del 12 por ciento en 2030, alcanzando potencialmente un total de alrededor de 3 millones de vehículos eléctricos en circulación (Gráfico 3).
Anexo 3
Algunos vehículos comerciales y pesados también podrían cambiar a un sistema de propulsión eléctrico: se espera que aproximadamente el 10 por ciento de los camiones y el 30 por ciento de los vehículos comerciales ligeros sean eléctricos en España en 2030.21El aumento de la utilización de vehículos eléctricos tendrá que estar respaldado por un importante despliegue de infraestructura de carga: España está actualmente por detrás de la media europea en cuanto a número de cargadores públicos de vehículos eléctricos por metro cuadrado y per cápita (con un 70 por ciento y un 60 por ciento menos de cargadores públicos por metro cuadrado y per cápita, respectivamente).22CompartirBarra lateral
Los escenarios de la Iniciativa Ibérica de Industria y Energía
Sin embargo, para alcanzar este potencial, es necesario acelerar la transición hacia los vehículos eléctricos. Para alinearse con el escenario de límite superior y aspiracional de la Iniciativa de Transición Energética e Industrial Ibérica, España tendría que pasar de representar solo el 10 por ciento de las ventas totales de vehículos de pasajeros en la actualidad a aproximadamente el 50 a 70 por ciento en 2030 (véase el recuadro “Los escenarios de la Iniciativa de Transición Energética e Industrial Ibérica”).
C. Electrificación de edificios
En la actualidad, España supera la media europea de consumo eléctrico en edificios: el 50 por ciento del total de energía consumida en edificios es electricidad, frente a la media de la UE de alrededor del 30 por ciento.23
Se creó un nuevo sistema de comercio de emisiones de la UE, ETS2, para abordar las emisiones de CO2 derivadas de la quema de combustibles en edificios, transporte por carretera y otros sectores.24El límite del ETS2 tiene como objetivo reducir las emisiones en un 42 por ciento para 2030 en comparación con los niveles de 2005. El aumento resultante de los precios del carbono incentivará aún más la adopción de alternativas con menores emisiones de carbono en los edificios, lo que permitirá que las soluciones de electrificación sean competitivas en términos de costos en relación con las alternativas.
La electrificación de los edificios puede verse muy afectada por el cambio de los equipos de calefacción y refrigeración, tanto en los edificios nuevos como en los reformados. Por ejemplo, España podría mejorar su electrificación utilizando tecnología de bombas de calor, que no solo contribuye significativamente a los esfuerzos de descarbonización, sino que también se alinea con el ambicioso objetivo europeo de duplicar la tasa de implementación de bombas de calor, lo que se traducirá en 10 millones de unidades para 2027 (REPowerEU).25Según la Asociación Europea de Bombas de Calor, esto podría dar lugar a 60 millones de instalaciones adicionales de bombas de calor entre 2023 y 2030.26
Sin embargo, en 2022, las ventas de bombas de calor en España representaron alrededor del 30 por ciento del total de equipos de calefacción para edificios. En cambio, países como Austria, Dinamarca, Francia y Portugal ya han superado la barrera del 40 por ciento, y algunos incluso superan el 70 por ciento en algunos casos.27En España, las bombas de calor eléctricas podrían contribuir a más del 40 por ciento de la demanda de calor de los edificios en 2030, en comparación con solo el 11 por ciento en la actualidad (Gráfico 4).
Anexo 4
A pesar de que la electrificación de los edificios es fundamental para la descarbonización del país, es probable que el correspondiente crecimiento de la demanda de electricidad no se materialice. De hecho, se espera que el aumento de la demanda de electricidad derivada de la electrificación de los edificios se vea contrarrestado por mejoras en la eficiencia energética, por ejemplo, en los electrodomésticos, lo que contribuirá aún más a la reducción de las emisiones.
Descarbonización del suministro de energía mediante la implementación de energías renovables
Para satisfacer el aumento de la demanda de energía proveniente de la electrificación y al mismo tiempo alinearse con la transición energética, la capacidad energética instalada total de España tendría que aumentar y al mismo tiempo reducir significativamente la intensidad de las emisiones (potencialmente hasta en un 80 por ciento).
Este cambio implicaría un importante aumento de la capacidad de energía renovable (solar y eólica) que puede garantizar un futuro sistema eléctrico descarbonizado capaz de satisfacer el crecimiento esperado de la demanda. El sistema eléctrico español podría ampliarse para aumentar la capacidad renovable instalada entre un 60 y un 70 por ciento, es decir, entre 50 y 60 GW (Gráfico 5). Como nuestro escenario de límite superior está equilibrado, con el sistema eléctrico optimizado para menores costos de generación, al tiempo que se garantiza la estabilidad del sistema y se preserva una rentabilidad mínima viable de los proyectos de energías renovables (minimizando también la sobreconstrucción para la demanda máxima), los precios de captura de las energías renovables podrían mantenerse por encima de sus respectivos LCOE.
Anexo 5
Sin embargo, dada la naturaleza intermitente intrínseca de estas fuentes de energía, también se requerirían otras tecnologías para garantizar el equilibrio del sistema, como las centrales eléctricas de gas existentes en el corto plazo y capacidad de almacenamiento adicional (por ejemplo, energía hidroeléctrica bombeada y baterías) en el largo plazo.
Los inversores tienen un gran interés en satisfacer las necesidades de capacidad de energías renovables, dependiendo de la tecnología. Se estima que la capacidad de energía solar actual en cartera en España para el acceso a la red es entre 2,6 y 3,4 veces mayor que la necesaria para alcanzar el escenario de límite superior al que se aspira.28Por otra parte, la capacidad actual en cartera para la energía eólica es sólo entre 1,2 y 1,6 veces la cantidad necesaria para alcanzar el mismo ambicioso escenario.29
Principales desafíos y oportunidades para descarbonizar los usos finales de la energía mediante una electrificación competitiva en costos
España podría convertirse en un país líder en electrificación, pero existen importantes retos que superar. En esta sección, nos centramos en los puntos clave que hay que abordar y en las posibles oportunidades de electrificación de la industria, el transporte por carretera y los edificios.
1. Descarbonización de la industria
Para alcanzar los objetivos de descarbonización en España será necesaria una importante electrificación en todos los sectores, lo que aumentará la demanda de energía. En nuestro escenario de Iniciativa Energética de límite superior, se espera que la electrificación impulse entre 70 y 100 TWh adicionales de consumo anual de electricidad en España.
Sin embargo, España se enfrenta a retos que impiden que esta ola de electrificación se materialice. La demanda de electricidad en España no ha crecido desde 2021, lo que podría deberse a una mayor eficiencia energética en el mercado, a una disminución de la producción industrial o a un cambio hacia la generación solar descentralizada.
Falta de competitividad industrial y tecnológica: la electrificación de ciertos procesos industriales es un desafío porque las soluciones carecen de la madurez tecnológica necesaria para que sean viables y competitivas a escala. Según nuestro análisis, esto es especialmente cierto en el caso de los procesos de calentamiento a alta temperatura: por ejemplo, el 75 por ciento de las tecnologías para procesos de descarbonización con temperaturas superiores a los 1000 ºC aún no se consideran maduras. Sin embargo, para algunos procesos de menor temperatura, las tecnologías eléctricas ya pueden ser competitivas en términos de costos.
Incluso cuando las tecnologías son maduras y competitivas, a menudo hay una falta de conocimiento sobre estas nuevas soluciones de electrificación y sus beneficios, especialmente entre las organizaciones más pequeñas. Y muchas desconocen el aumento previsto de los costos futuros de los combustibles fósiles debido a las penalizaciones por emisiones de carbono.
La larga vida útil de los equipos actuales que funcionan con combustible (por ejemplo, 15 años, en promedio, para una caldera de gas) es otra barrera que disuade a los actores industriales de explorar de manera proactiva soluciones con bajas emisiones de carbono.30
Dificultades para financiar los gastos iniciales de capital: el cambio a equipos eléctricos implica unos costes iniciales elevados, incluso en el caso de aquellas tecnologías cuyo coste total de propiedad (TCO) ya es competitivo. Por ejemplo, los gastos de capital (capex) representan aproximadamente el 25 por ciento del TCO de una bomba de calor, en comparación con el 2 por ciento de una caldera de gas natural.31Además, la obtención de financiación verde a un coste de capital competitivo se hace más difícil por la falta de visibilidad a largo plazo sobre los precios de la electricidad y su estabilidad.
Desafíos en la implementación de soluciones de electrificación: Obtener acceso a la red es actualmente un obstáculo, debido a la falta de capacidad disponible y los largos tiempos de espera para que se aprueben las conexiones, incluso cuando hay capacidad disponible (por ejemplo, hay casos en los que se tardó más de cinco años en conseguir el acceso a la red). Si bien los actores industriales podrían considerar la implementación de generación in situ o almacenamiento térmico para superar este obstáculo, los requisitos de firmeza de las actividades industriales limitan la capacidad de los actores para depender únicamente de la conexión directa a fuentes de energía renovables distribuidas.32Además, la implementación de nuevos equipos a menudo requiere la interrupción de los procesos industriales, lo que puede resultar costoso. La escasez de talento para implementar equipos complejos también puede retrasar la instalación y las operaciones.
Desbloqueos potenciales
A pesar de todos estos desafíos para la electrificación, España podría fomentar la colaboración pública y privada, mejorar la visibilidad de los precios de la energía, perfeccionar los incentivos para los precios de la electricidad y aumentar la conciencia sobre la electrificación de diversas maneras.
Promover la colaboración entre el sector público y el privado para aliviar los desafíos de financiación: los esquemas de financiación del sector privado, como los bonos verdes, podrían permitir a los actores acceder a capacidades de financiación para superar el gasto de capital inicial. Para los actores más pequeños, se podrían explorar instrumentos de titulización para mejorar su acceso. Los esquemas de financiación podrían promover el uso de las soluciones de descarbonización más competitivas para cada caso individual, ya que los diferentes procesos industriales pueden aprovechar diferentes tecnologías (incluido el almacenamiento térmico que puede permitir casos de uso de electrificación más amplios).
Fomentar la visibilidad de los precios de la energía para mejorar la rentabilidad: la financiación de estos proyectos podría facilitarse fomentando la visibilidad a largo plazo de los precios de la energía, por ejemplo mediante un acceso más fácil a los contratos de compraventa de energía. Por ejemplo, el fondo FERGEI/CESCE en España ofrece garantías para los contratos de compraventa de energía a grandes empresas con uso intensivo de la electricidad.33
Mejorar los incentivos en el precio de la electricidad: ya existen algunos incentivos en el precio de la electricidad para los actores con un consumo intensivo de electricidad. Estos incentivos compensan a los consumidores por los cargos aplicados para financiar las energías renovables y la cogeneración de alta eficiencia, tal y como se estipula en el Real Decreto 444/2023.34Los incentivos a los precios de la electricidad podrían perfeccionarse aún más incluyendo a los proveedores de servicios energéticos cuando suministran calor generado por electricidad para instalaciones industriales o promoviendo el uso de calor residual y redes de calor.
Aumentar la conciencia sobre la electrificación: las partes interesadas públicas y privadas podrían colaborar para crear más conciencia sobre las soluciones de electrificación y sus beneficios, realizar I+D en el sector y explorar las iniciativas específicas de la industria española (como planes de financiación o asociaciones para proyectos piloto) para fomentar la conciencia.
2. Impulsar la adopción de vehículos eléctricos
Los principales factores que obstaculizan la adopción de vehículos eléctricos incluyen los costos de cambio, el comportamiento del cliente y la infraestructura de carga.
Un cambio costoso de los vehículos de combustión interna a los vehículos eléctricos: nuestro análisis muestra que los vehículos eléctricos de batería (VEB) siguen siendo entre un 15 y un 75 por ciento más caros que los vehículos de combustión interna comparables, incluso si se tienen en cuenta los incentivos financieros existentes para su compra (que suelen concederse tras la adquisición del vehículo). Los vehículos eléctricos también tienden a depreciarse de forma diferente a los de combustión interna, lo que impone condiciones y tasas de financiación diferentes. La reticencia a cambiar a los vehículos eléctricos en España también está influida por la larga duración de la propiedad del vehículo. Los turismos tienen, de media, 12 años de antigüedad en la Unión Europea, en comparación con los 13,5 años de media de los coches españoles.35
Falta de infraestructuras públicas de recarga de vehículos eléctricos: el despliegue de infraestructuras públicas de recarga de vehículos eléctricos se ha llevado a cabo con lentitud en España. Los engorrosos procesos administrativos han provocado una falta de disponibilidad de puntos de recarga a precios asequibles y a distancias cómodas, lo que puede disuadir a los clientes de pasarse a los vehículos eléctricos. De hecho, España cuenta con 0,5 puntos de recarga públicos por kilómetro cuadrado, en contraste con la media europea de 1,95.36Y, como en España hasta el 70 por ciento de los coches se mantienen a la intemperie, la infraestructura de carga pública es aún más crítica.37
Limitaciones en la implantación de la recarga privada: La infraestructura de recarga privada se ve amenazada por limitaciones en la disponibilidad de energía de los edificios y la capacidad de la red. La recarga de vehículos eléctricos requiere una capacidad energética considerablemente mayor que la de las cargas residenciales convencionales, ya que necesita el 90 por ciento de la potencia media contratada en los edificios españoles (4 kilovatios).38Las solicitudes de mayor potencia también pueden generar limitaciones de capacidad de la red, con actualizaciones lentas de la misma y permitir que se conviertan en cuellos de botella para el despliegue de infraestructura de carga.
Desbloqueos potenciales
Para superar estos desafíos, España podría impulsar la viabilidad comercial de los vehículos eléctricos y la infraestructura de carga.
Mejorar la justificación comercial de los vehículos eléctricos: las barreras que plantean los altos costos iniciales de los vehículos eléctricos podrían abordarse mediante programas de financiamiento para la adopción de vehículos eléctricos, alentando a los clientes individuales a cambiar a vehículos eléctricos y a las empresas a renovar sus flotas con vehículos eléctricos. La justificación comercial también podría mejorarse habilitando mecanismos de respuesta al aumento de la demanda, por ejemplo, permitiendo la limitación directa de la carga por parte del operador de la red, al tiempo que se garantiza un mínimo de energía disponible. Esto podría reducir la presión sobre la red y abordar los desajustes entre generación y demanda, al tiempo que proporciona una fuente de ingresos (o descuentos en la factura de la electricidad) para los propietarios de vehículos eléctricos.
Acelerar la inversión en infraestructura de recarga pública y privada: sería necesario acelerar la inversión en infraestructura de recarga pública, garantizando al mismo tiempo precios de recarga competitivos; esto podría lograrse mediante la concesión de permisos y la agilización de los procesos administrativos. La infraestructura de recarga privada podría impulsarse mediante el desarrollo de soluciones modulares de bajo costo para la recarga privada de viviendas multifamiliares.
3. Edificios electrificantes
Para contribuir a alcanzar los objetivos de descarbonización, España podría electrificar edificios nuevos o modernizar los existentes. Sin embargo, esto conlleva sus propios desafíos, como los elevados gastos de capital y las limitaciones de incentivos para las partes interesadas y la mano de obra.
Alto gasto de capital asociado a la electrificación: dado el ritmo históricamente más lento de la construcción en España, la mayor parte del potencial de electrificación de edificios para 2030 probablemente provendría de renovaciones de edificios.39Sin embargo, esta transición se ve dificultada por los elevados costes iniciales y el coste total de propiedad de las soluciones de electrificación. Los menores costes operativos de las soluciones eléctricas a menudo no compensan la inversión inicial adicional necesaria (por ejemplo, las bombas de calor pueden presentar un coste total de propiedad más del 50 por ciento superior al de una caldera de gas).
Las limitaciones de incentivos laborales y de las partes interesadas pueden obstaculizar la electrificación: en el mediano plazo, esperamos que la justificación económica para las soluciones eléctricas mejore, dada la disminución esperada en los costos de la electricidad, la introducción de precios del carbono para las emisiones residenciales (que comenzarán en 2027, según las estipulaciones de Fit for 55) y los avances en I+D, que conducen a menores costos de equipos e instalación.40Aun así, la electrificación de los edificios enfrentará desafíos como limitaciones de mano de obra calificada para la instalación e incentivos desalineados entre inquilinos y propietarios (ya que los primeros obtendrían la mayor parte de los ahorros en gastos operativos mientras que los segundos tendrían que cubrir el gasto de capital).
Desbloqueos potenciales
Sin embargo, al impulsar los programas de financiamiento, mejorar los argumentos comerciales a favor de la electrificación y reducir la escasez de mano de obra, España podría alcanzar sus objetivos de electrificación de edificios.
Fomentar los programas de financiación: Para superar los retos que plantean los elevados costes iniciales, la electrificación de los edificios podría impulsarse mediante programas de financiación específicos para los equipos eléctricos y la modernización de los edificios. De manera similar, los programas de financiación de la eficiencia energética (como el Fondo Nacional de Eficiencia Energética de España) y los contratos de rendimiento energético (que podrían incentivarse mediante la normalización) podrían promover aún más la electrificación.41
Mejorar la viabilidad económica de la electrificación: para mejorar la rentabilidad de la electrificación y proteger a los consumidores de la posible volatilidad de los precios y el riesgo de inversión en el futuro, se podría incentivar más ampliamente la generación de energía fotovoltaica (FV) distribuida. El desarrollo de la generación distribuida (GD) solar podría verse afectado por un proceso de obtención de permisos más ágil, eliminando las barreras administrativas. Además, los consumidores podrían participar en mecanismos de flexibilidad del lado de la demanda (como vender la energía que producen ellos mismos a la red), lo que mejoraría la viabilidad económica de las tecnologías eléctricas al crear un flujo de ingresos para los consumidores.
Reducir la escasez de mano de obra: el desafío de la escasez de mano de obra podría abordarse simplificando los procesos de certificación e invirtiendo en programas de capacitación para los trabajadores de instalación, por ejemplo, promoviendo la cooperación público-privada en la capacitación de los técnicos e instaladores de calefacción, ventilación y aire acondicionado (HVAC) para trabajar con bombas de calor.
Principales desafíos y oportunidades en el despliegue de capacidad adicional de energías renovables
En nuestro escenario de límite superior, el 80 por ciento de toda la capacidad instalada de energía estaría compuesta por energías renovables para 2030, y la mayoría serían eólica y solar (45 a 49 GW y 59 a 63 GW, respectivamente). Actualmente, la cartera de proyectos eólicos y solares de España ya representa entre 2,0 y 2,6 veces esta capacidad, impulsada principalmente por la solar. Sin embargo, la materialización de esta cartera y el despliegue de capacidad renovable adicional se enfrentan a muchas barreras en los modelos de negocio, la cadena de suministro y los requisitos de procedimiento.
En comparación con las tendencias de puesta en servicio anteriores, esto implicaría una reducción en el despliegue anual de energía solar de 4,3 a 3,1 GW por año, pero un aumento en el despliegue de energía eólica terrestre de 1,0 a 2,7 GW por año.42
En este artículo, exploramos los desafíos que enfrenta España para mejorar el despliegue de energías renovables, así como las posibilidades para superar estos obstáculos.
4. Garantizar la viabilidad comercial de las energías renovables
Las incertidumbres sobre la viabilidad comercial futura de las distintas tecnologías de energías renovables amenazan la materialización de los proyectos en curso. Se espera que la creciente penetración de las energías renovables reduzca los precios en el mercado a largo plazo, lo que podría reducir los precios de captura y los ingresos de los proyectos de energías renovables (Gráfico 6).
Anexo 6
Los promotores podrían perder ingresos a causa de recortes de energía no compensados, debido a un desajuste entre la oferta y la demanda. En cierta medida, esto ya se está sintiendo en la adopción más lenta de lo esperado de la electrificación. De hecho, mirando hacia el futuro, la materialización de proyectos de demanda (en particular, hidrógeno verde) podría desempeñar un papel fundamental a la hora de hacer viable la justificación comercial de una mayor capacidad de energías renovables en general.
Incertidumbre sobre los ingresos futuros: el mercado de futuros de España tiene una liquidez limitada.43Si bien el mercado de PPA en España cuenta con la mayor capacidad contratada de Europa, también presenta algunos desafíos, como la naturaleza contractualmente pesada de los contratos PPA, que, junto con los requisitos de garantías, plantean barreras significativas para que los actores más pequeños firmen PPA atractivos. Esto es particularmente importante en un escenario en el que se espera que la creciente penetración de las energías renovables reduzca los precios en el mercado a largo plazo.
Incertidumbre sobre los costos de la tecnología: La incertidumbre de los modelos de negocio también es específica de cada tecnología. Por ejemplo, la implementación de la energía solar distribuida se ve obstaculizada por la elevada inversión inicial requerida y las altas tasas de interés. Por otro lado, las tecnologías de almacenamiento, como los sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS) y la energía hidroeléctrica de bombeo, enfrentan incertidumbre sobre los ingresos futuros, en particular en los mercados de capacidad futura. Además, la tecnología BESS no está completamente madura en términos de su preparación tecnológica, especialmente a gran escala. Se espera que los avances en esta tecnología aumenten su vida útil, la proporción de uso de capacidad y el reciclaje, y reduzcan los costos.
Desbloqueos potenciales
España podría mejorar la previsibilidad de los ingresos y la rentabilidad de las distintas tecnologías renovables, incluida la energía solar distribuida, para ayudar a materializar los proyectos en curso.
Impulsar la previsibilidad de los ingresos mediante iniciativas de mercado: la previsibilidad de los ingresos y la justificación comercial de las energías renovables podrían fortalecerse mediante iniciativas de mercado para impulsar instrumentos a largo plazo como los PPA. El acceso a los PPA podría democratizarse aún más (por ejemplo, promoviendo el conocimiento de las plataformas de PPA de agregadores para ampliar su uso), atendiendo así a clientes de menor tamaño con diferentes perfiles, necesidades de demanda energética y apetitos de riesgo. Facilitar el acceso a las garantías también podría permitir a los desarrolladores más pequeños participar en los mercados de PPA, por ejemplo, a través de asociaciones con instituciones financieras públicas con capacidades básicas para asumir el riesgo crediticio. Para aumentar aún más la previsibilidad de los ingresos, se podrían implementar contratos por diferencias como último recurso, en línea con la última propuesta de diseño de mercado europeo, al tiempo que se garantiza que estos no afecten a la liquidez del mercado de PPA.
Mejorar la justificación comercial de tecnologías específicas: las soluciones de almacenamiento, como el almacenamiento en baterías y la energía hidroeléctrica bombeada, por ejemplo, podrían ver mejorada la previsibilidad de sus ingresos mediante la claridad de los mecanismos futuros de remuneración de la capacidad. La energía solar distribuida podría aprovecharse mediante esquemas de financiación y una mayor transparencia en los beneficios para los clientes. Como otro ejemplo, las empresas de servicios públicos podrían proporcionar soluciones de financiación o asociarse con bancos para reducir las necesidades de inversión inicial para la energía solar distribuida para los actores comerciales e industriales; ya se han implementado ampliamente iniciativas similares para los clientes residenciales.
5. Reducción de las incertidumbres que afectan la incorporación de energías renovables a la cadena de suministro
La cadena de suministro de proyectos de energías renovables enfrenta desafíos importantes, que abarcan las materias primas y las limitaciones de capacidad entre los fabricantes de equipos originales (OEM), las empresas de ingeniería, adquisiciones y construcción (EPC) y los proveedores de operación y mantenimiento (O&M).
Aumento de precios y disponibilidad de materias primas: los equipos de energía renovable, como las turbinas eólicas, requieren elementos de tierras raras y níquel, que eran aproximadamente un 150 por ciento más caros en 2023 que en 2019.44De manera similar, los precios del acero y del cobre aumentaron alrededor de un 30 y un 50 por ciento, respectivamente, durante el mismo período.45Además, existe el riesgo de escasez, o falta de acceso por razones geopolíticas, a materiales clave para la energía solar fotovoltaica (incluidos el cobre, el estaño, el silicio y el galio) y la eólica (como tierras raras como el disprosio y el terbio).
Desafíos que afectan la fabricación de equipos: los fabricantes de equipos originales se enfrentan a desafíos financieros y se ven afectados por la tensión geopolítica. El aumento de la capacidad de fabricación de equipos eólicos no está en línea con el ritmo requerido de implementación de energías renovables, ya que el aumento de los costos de producción (también debido al desarrollo y la implementación apresurados de nuevas tecnologías que generan costos adicionales) ha reducido los márgenes de los fabricantes de equipos originales y ha obligado al cierre de varias plantas de fabricación de energía eólica en Europa. En el caso de la energía solar, las tensiones geopolíticas y la disminución de los resultados financieros de los fabricantes de equipos originales plantean riesgos para la cadena de suministro.
Capacidad limitada de los proveedores de servicios especializados: el despliegue de energías renovables se ve obstaculizado aún más por la capacidad limitada de los proveedores de EPC y O&M en términos de equipos y mano de obra.
Restricciones en materia de permisos, acceso a la red y costos para las fuentes de energía renovables: el tiempo recomendado para obtener permisos para proyectos de fuentes de energía renovables es de aproximadamente dos años, pero el tiempo de obtención de permisos observado suele oscilar entre dos y seis años.46El proceso de obtención de permisos es complejo y comprende varios pasos y partes interesadas. La etapa de obtención de permisos ambientales es un cuello de botella clave, ya que aproximadamente el 10 por ciento de los proyectos no obtienen una respuesta durante cuatro años. Además, la falta de transparencia en torno a la subasta de capacidad de la red genera incertidumbre pública. También cabe mencionar que la expansión de las energías renovables podría generar mayores costos de la red, principalmente relacionados con la gestión de cuellos de botella.
Desbloqueos potenciales
Para mejorar el desarrollo de las energías renovables, España podría investigar palancas de adquisición estratégicas, atraer talento local e internacional y facilitar el acceso a la red y la obtención de permisos.
Explorar mecanismos de adquisición estratégica: para abordar algunas de las limitaciones de su cadena de suministro, los desarrolladores de energías renovables podrían participar en acuerdos de coinversión, empresas conjuntas o integraciones verticales con los proveedores y negociar con los fabricantes de equipos originales para obtener prioridad o exclusividad de suministro. Podrían diseñar acuerdos marco plurianuales con los proveedores para asegurar volúmenes por adelantado, permitiéndoles reservar capacidad con anticipación o diversificar el número de proveedores de energía solar fotovoltaica y turbinas eólicas.
Colaborar para atraer talento local e internacional: los desarrolladores y fabricantes de equipos originales podrían captar más talento ofreciendo asociaciones o becas para la reconversión y la mejora de las competencias, y garantizando el empleo de técnicos. Teniendo en cuenta la ambición de crecimiento de las energías renovables en la península ibérica, los fabricantes locales podrían aumentar su capacidad, o los fabricantes y desarrolladores internacionales podrían intentar establecerse en España.
Facilitar el acceso a la red y los procesos de obtención de permisos: se podría promover una mayor transparencia en los procesos de obtención de permisos haciendo accesible la información sobre los plazos y las responsabilidades de cada parte interesada, estableciendo procesos de obtención de permisos separados y más sencillos para los proyectos (incluidos los de modernización) e implementando procedimientos de obtención de permisos unificados. Los promotores podrían aplicar una política de “silencio positivo” en la que la autorización se considere aceptada (sin incluir las evaluaciones de impacto ambiental [EIA] o las decisiones finales sobre el procedimiento) si la autoridad pertinente no proporciona una respuesta dentro de un plazo predefinido.
Principales desafíos y oportunidades para garantizar un sistema de energía confiable y optimizado
Aprovechar las oportunidades que ofrecen las fuentes de energía renovables y la electrificación podría plantear dos desafíos importantes para la red: la insuficiencia de la red y la inestabilidad de la red.
La inadecuación de la red se refiere al hecho de que no hay suficiente capacidad física de red para dar cabida a las futuras conexiones de oferta y demanda previstas. Los operadores también tendrán que hacer frente a la inestabilidad de la red, ya que la mayor penetración de fuentes de energía intermitentes provoca una mayor volatilidad de la frecuencia y el voltaje de los servicios públicos (por ejemplo, los costes de los servicios de equilibrio por MWh en España ya habían aumentado un 45 por ciento entre 2022 y 2023).47
A medida que aumenta la penetración de las energías renovables y se hace más complejo ajustar los perfiles diarios de generación y demanda de electricidad, el sistema necesitará más capacidad firme que pueda garantizar un suministro adecuado las 24 horas del día, los 7 días de la semana (y que pueda reemplazar la capacidad firme existente que puede quedar fuera de servicio o volverse demasiado cara para las necesidades futuras). Esto podría lograrse mediante tecnologías despachables y almacenamiento. En nuestro escenario de límite superior, las centrales eléctricas de turbinas de gas de ciclo combinado (CCGT), la hidroeléctrica de bombeo y las centrales eléctricas de sistemas de almacenamiento de energía (BESS) podrían representar aproximadamente 28 GW, 7 GW y entre 6 y 8 GW de capacidad instalada para 2030, respectivamente.
6. Ampliar la capacidad de la infraestructura de la red para satisfacer los requisitos futuros del sistema
La infraestructura de la red eléctrica debe escalarse para satisfacer la demanda futura de la red. Sin embargo, para lograrlo, España debe superar varios desafíos, entre ellos, el engorroso proceso de obtención de permisos y planificación de la red, mayores requisitos de inversión, obstáculos de ejecución, perfiles de oferta y demanda desalineados y una colaboración limitada entre las partes interesadas (es decir, la colaboración entre el sector público y el privado).
Proceso de planificación de la red complicado: la estabilidad de las redes eléctricas podría estar en riesgo debido a la integración de energías renovables en combinación con la creciente demanda de electricidad. El obstáculo inicial que se debe superar para garantizar que las redes sean aptas para su propósito es un proceso de planificación de la red que no anticipe las necesidades específicas de inversión en la red. En la actualidad, el proceso de planificación de la red todavía se realiza principalmente sobre la base de la necesidad, en el que las inversiones se planifican en función de las necesidades de conexión más inmediatas, y estas se fijan a lo largo de largos períodos de seis años.48Este proceso no captura la velocidad y agilidad del cambiante entorno del sector energético, en el que se espera que el crecimiento de la oferta y la demanda de electricidad sea alto, aunque incierto.
Mayores requisitos de inversión y obstáculos para la ejecución: Incluso después de que las inversiones se planifiquen regularmente y se adapten a las necesidades previstas, los montos de inversión tendrían que crecer sustancialmente en comparación con los valores históricos. Bajo el nuevo paradigma del mayor uso de energías renovables y el aumento de la inversión en la red, la ejecución de proyectos de expansión de la red enfrentará desafíos significativos a medida que las cadenas de suministro y los canales de permisos se vuelvan cada vez más estresantes. Según nuestro análisis, las limitaciones de la cadena de suministro podrían conducir a escasez de equipos, entregas retrasadas y volatilidad de precios (por ejemplo, los costos de los equipos de transmisión y distribución han aumentado entre 0,6 y 1,3 veces en Europa en los últimos dos años). La ejecución del proyecto puede verse obstaculizada por una capacidad EPC limitada, ya que las necesidades de mano de obra para la capacidad de la red podrían aumentar en un 60 por ciento hasta 2030 en un contexto en el que las redes competirían por talento con otros sectores. La ejecución también podría verse obstaculizada por un proceso engorroso de desarrollo y permisos de proyectos, como el tiempo de permisos de cuatro a diez años para los proyectos de expansión de la red en España.49
Perfiles de oferta y demanda desalineados: la gestión de la red del futuro será cada vez más compleja a medida que los perfiles de oferta y demanda se vuelvan más desconectados. Garantizar la confiabilidad de la red mientras se incorporan más energías renovables (junto con los flujos bidireccionales emergentes) requerirá equipos adicionales y capacidades de gestión de energía.
Falta de coordinación entre las partes interesadas: quizás lo más importante es que la falta de coordinación y colaboración entre las partes interesadas (como los reguladores, los desarrolladores, los consumidores y otras autoridades involucradas) crea múltiples obstáculos para un mejor proceso en todas las etapas de expansión de la red. Existe una falta de coordinación entre los marcos regulatorios existentes y las necesidades de inversión, lo que limita la expansión y modernización de la red, como se puede ver en los límites existentes para las inversiones en la red vinculadas al PIB (0,13 por ciento y 0,065 por ciento del PIB para inversiones en distribución y transmisión, respectivamente).50
La falta de claridad sobre el futuro panorama regulatorio (por ejemplo, cambios regulatorios ex post sobre la remuneración de los proyectos, junto con un modelo complejo de compensación de inversiones (como la compensación tardía de las inversiones, sin corrección por inflación)) podría obstaculizar los esfuerzos para realizar nuevas inversiones.
La limitada visibilidad sobre las futuras actualizaciones de la red y los plazos para la conexión de los proyectos de energías renovables a la red también dificultan el desarrollo de los proyectos. En la actualidad, los consumidores se enfrentan a un proceso largo y complicado para acceder a la red, ya que hay más solicitudes de conexión que puntos de acceso disponibles. Por ejemplo, en Madrid, la cantidad actual de centros de datos que necesitan acceder a la red ya es más de cuatro veces mayor que la capacidad real garantizada.51
Los marcos de colaboración actuales no incentivan adecuadamente las inversiones en la modernización y digitalización de la red, más allá de su mera expansión. Este podría ser un punto crítico que desbloquear, ya que optimizar la capacidad de la red aprovechando la flexibilidad y la respuesta a la demanda se vuelve cada vez más importante.
Desbloqueos potenciales
Cambiar el paradigma de la infraestructura de la red para satisfacer los requisitos futuros del sistema requeriría un esfuerzo conjunto en la planificación, implementación y operación de la red y, lo más importante, una colaboración más estrecha y una mejor alineación entre las partes interesadas.
Mejorar la flexibilidad de la planificación de la red: la planificación de la red podría mejorarse mediante un enfoque más proactivo para identificar y priorizar las necesidades de inversión y un proceso de planificación e implementación más ágil (por ejemplo, realizando actualizaciones anuales dentro del período regulatorio de seis años). La planificación de las redes de distribución también se beneficiaría de una mayor claridad sobre los marcos de remuneración de los operadores de la red. Más allá de la expansión de la red, los planes de inversión también podrían considerar la modernización y digitalización de la red, preparándose para mayores necesidades de flexibilidad y mecanismos de respuesta a la demanda.
Además, si se tienen en cuenta los objetivos de REPowerEU y el plan de acción de la UE en materia de redes, podría haber razones convincentes para realizar inversiones tempranas en la red, en particular cuando se pueda prever con fiabilidad la nueva generación y la demanda. Esas inversiones podrían dar prioridad a los proyectos de red estratégicos y cumplir las directrices de la Comisión Europea.
Agilizar el despliegue de la red: a medida que la planificación de la red se vuelve más ágil, también se pueden agilizar los procesos de despliegue de infraestructura. El acceso a la red para los desarrolladores de energías renovables se puede mejorar ofreciendo módulos de conexión técnicamente estandarizados y facilitando los requisitos de conexión permitiendo conexiones condicionales con un nivel de restricción acordado previamente. La obtención de permisos para el despliegue de la red en sí se puede acelerar mediante soluciones que agilicen los pasos necesarios para obtenerlos (por ejemplo, implementando una ventanilla única para los permisos de expansión de transmisión y distribución o creando corredores eléctricos donde se faciliten los trámites de permisos bajo ciertas condiciones).
Aumentar la resiliencia de las operaciones de la red: las limitaciones de la cadena de suministro podrían mitigarse estandarizando los equipos adquiridos para reducir los costos y los plazos de entrega y estableciendo acuerdos marco a largo plazo con los fabricantes de equipos originales, lo que brindaría visibilidad sobre la demanda futura. Las iniciativas de capacitación y reciclaje, en asociación con las empresas de ingeniería, construcción y construcción, podrían incentivar a los empleados a aprender habilidades para ocupaciones de alta demanda, lo que ayudaría a abordar la escasez de talento.
Mejorar la colaboración: Mejorar la colaboración y la alineación entre las partes interesadas podría ser un factor clave para la planificación, el despliegue y la operación de la red. Promover una mayor alineación entre operadores y reguladores podría ayudar a mejorar las inversiones, aportar claridad y previsibilidad al marco de remuneración de las inversiones y establecer un proceso de actualización de la remuneración que se ajuste a diferentes contextos económicos (por ejemplo, teniendo en cuenta una mayor inflación y tasas de interés).
Aumentar la visibilidad entre las partes interesadas: la colaboración también podría mejorarse aumentando la visibilidad sobre los incentivos de inversión, incluido el posible acceso a fondos de la UE. Una colaboración más estrecha entre las partes interesadas del mercado puede aumentar la visibilidad de los promotores de energías renovables sobre las limitaciones de la red y los proyectos de demanda (por ejemplo, mediante la publicación de la capacidad actual y futura disponible de las subestaciones). También puede promover más proyectos de interés nacional común que puedan agilizar el despliegue de la red junto con los proyectos de energías renovables y electrificación. Promover la transformación tecnológica de las redes para desbloquear ganancias de eficiencia sin incurrir en inversiones elevadas de expansión también podría ser un facilitador clave.
7. Garantizar capacidad firme en el sistema 24/7
La estructura actual del mercado eléctrico no garantiza la sostenibilidad de los activos existentes que pueden proporcionar capacidad firme, ni la incorporación de nuevos tipos de activos y soluciones al sistema.
Insostenibilidad de los activos de capacidad firme: los activos existentes que pueden proporcionar capacidad firme (como los ciclos combinados de turbinas eólicas) se enfrentan a grandes desafíos para seguir siendo rentables a medida que los precios spot de la electricidad disminuyen y los activos se utilizan menos horas a lo largo del año, ya que las energías renovables de menor costo marginal cubren la mayor parte de las necesidades diarias de electricidad. Esto significa que el uso de ciclos combinados de turbinas eólicas podría caer a tan solo 700 horas, en comparación con los niveles actuales de 3.000 horas y más, lo que elevaría los precios y aumentaría la volatilidad. La falta de mecanismos para incentivar la reconfiguración de estos activos agrava esta situación (por ejemplo, según nuestro análisis, cubrir los costos fijos de los ciclos combinados de turbinas eólicas para mantener estos activos en funcionamiento podría requerir pagos de capacidad de aproximadamente 20.000 euros por MW). Por otro lado, las baterías aún no son completamente rentables a través de los flujos de ingresos existentes (por ejemplo, los precios spot diarios máximos en la actualidad todavía están aproximadamente un 42 por ciento por debajo del costo nivelado de almacenamiento BESS).52
No se están implementando soluciones alternativas de capacidad firme: las soluciones alternativas, como la energía hidroeléctrica de bombeo o la instalación de BESS, no se están implementando según lo necesario debido a la falta de visibilidad sobre los flujos de ingresos futuros (por ejemplo, la compensación actual por estos activos todavía está vinculada a una volatilidad significativa del mercado a través del arbitraje y los servicios auxiliares). Además, la incertidumbre sobre la curva de aprendizaje de algunas de estas tecnologías, en particular BESS, plantea desafíos adicionales para la financiabilidad de los proyectos (por ejemplo, las previsiones del NREL para el gasto de capital de BESS de iones de litio a escala de servicios públicos de cuatro horas en 2030 oscilan entre 144 y 300 dólares por MWh en diferentes escenarios).53
Desbloqueos potenciales
La garantía de capacidad firme las 24 horas del día, los 7 días de la semana, se podría lograr de tres maneras: aprovechando los activos de capacidad firme existentes (como los ciclos combinados de gas y la energía hidroeléctrica de bombeo), agregando nuevos activos ecológicos (incluido el almacenamiento en baterías y la energía hidroeléctrica de bombeo nueva o modernizada) y activando palancas de flexibilidad (por ejemplo, la respuesta a la demanda).
Aprovechar los activos de capacidad firme existentes: esto requeriría una implementación oportuna de mecanismos adecuados de remuneración de la capacidad en línea con el diseño de mercado propuesto por la Comisión Europea que ya se está explorando en España. A corto plazo, esto podría permitir un caso de negocio viable para los ciclos combinados de gas y la nueva energía hidroeléctrica de bombeo. A mediano plazo, podría permitir el despliegue gradual de BESS mientras la tecnología madura y se vuelve competitiva en términos de costos. La energía hidroeléctrica de bombeo puede ser una solución para el almacenamiento de larga duración con costos competitivos y, si se implementa mediante la modernización de los embalses existentes, evitaría permisos ambientales complejos y reticencias públicas. Mejorar los mercados de servicios auxiliares hacia servicios adicionales necesarios y mercados a más largo plazo también podría proporcionar mecanismos adicionales para mejorar el caso de negocio de la capacidad firme.
Incorporar nuevos activos verdes: los PPA granulares 24 horas al día, 7 días a la semana, podrían utilizarse para incentivar aún más la implementación de nuevas tecnologías, aumentando la liquidez del mercado. Estos productos podrían ofrecer un precio estable tanto para los productores como para los consumidores de electricidad. Para proporcionar capacidad verde las 24 horas del día, los 7 días de la semana, se requeriría el uso de un conjunto diverso de soluciones (por ejemplo, almacenamiento y respuesta a la demanda), lo que generaría ingresos adicionales y estables para estas tecnologías.
Activar las palancas de flexibilidad: Por último, para mitigar el desafío de adecuar los perfiles diarios de oferta y demanda, la combinación de generación de energía podría diversificarse mediante la implementación de nuevos proyectos eólicos que ya están en marcha y mediante la repotenciación de activos que se acercan al final de su vida útil. La capacidad eólica adicional podría mejorar el perfil general de generación y, a pesar de tener un LCOE más alto que la solar, la energía eólica puede ser una solución competitiva para garantizar la adecuación y estabilidad futuras del sistema. En paralelo, y para evitar inversiones excesivas en infraestructura, se podría desbloquear la participación de activos de flexibilidad para la estabilidad del sistema aumentando la participación de diferentes recursos (como los consumidores industriales y las energías renovables). Esta participación puede presentarse en diferentes formas, como licitaciones de flexibilidad (por ejemplo, a través de plataformas locales de comercialización de energía donde el exceso de energía de los nodos de la red congestionados se puede vender a usuarios de la demanda o desarrolladores de almacenamiento) u otros mecanismos de gestión del lado de la demanda.
La oportunidad para España es clara, pero, al final, la coordinación entre las partes interesadas es esencial para permitir estos desbloqueos. Las entidades públicas, los promotores de energías renovables, las instituciones financieras, los proveedores y los consumidores tendrían que trabajar juntos para crear un entorno regulatorio propicio, compartir experiencias y mejores prácticas y fomentar una cultura de colaboración. De este modo, estos actores podrían crear un sistema energético más sostenible, resiliente, competitivo y asequible que beneficie a todos en España.
Acerca del autor(es)
André Anacleto es socio de la oficina de McKinsey en Lisboa, donde Maria João Ribeirinho es socia principal, Diogo Amorim Santiago es consultor y Patrícia Ovídio es socia asociada; David González es socio senior de la oficina de Madrid, donde Ignacio Martínez Giménez es consultor.
Los autores desean agradecer a Álvaro Bau, Álvaro González, Denitsa Georgieva, Diogo Cary, Fábio Neves, José Diogo Peres, José Luis González, José Pimenta da Gama, Joseba Eceiza, Juan Antonio Bahillo, Tamara Gruenewald, Tomás Calleja y Xavier Riba por sus contribuciones a este artículo.
