Nadie duda que en los próximos años se vivirá una transformación del sector energético sin precedentes. Y el autoconsumo tendrá un papel protagonista. Según el informe "La contribución de las redes eléctricas a la descarbonización de la generación eléctrica y la movilidad" de Deloitte, el futuro se enfrenta a un modelo con mayor capacidad de renovables no gestionable, un parque cada vez mayor de vehículos eléctricos (y sus millones de recargas inteligentes) y el impresionante desarrollo del autoconsumo.
Y las redes eléctricas deberán ser capaces de integrar todos esos nuevos elementos para garantizar la seguridad de suministro en todo momento. Serán necesarias inversiones en modernización, digitalización y automatización de la red eléctrica y una planificación integral que coordine las inversiones en la transición.
Según el informe se espera la instalación de más de 1 millón de instalaciones solares para autoconsumo (actualmente existen unas 1.000 instalaciones registradas), unos 6 GW de potencial económicamente viable de autoconsumo en España, con elevado peso del sector industrial (alrededor del 40%).
El autoconsumo podría dar lugar a flujos bidireccionales que implicarían nuevos requerimientos para la red (p.ej., nuevos sistemas de protección, reguladores de tensión, capacidad de control).
Sin embargo, no todas las instalaciones serán igual de rentables, a medida que su capacidad es mayor su viabilidad económica también lo es. Según Deloitte, comparando los LCOE (Levelized Cost of Energy) de las distintas tipologías de autoconsumo en función de la irradiación solar, la paridad de red (grid parity) más baja se consigue principalmente en el sector industrial, con precios de entre 62 €/MWh y 76 €/MWh dependiendo de la zona o la irradiación que reciba (de 5,5 kWh/m2 hasta 4,5 kWh/m2).
Le siguen de cerca los regantes, con precios de 'grid parity' que rondan entre los 67 y los 82 €/MWh y los servicios, entre 71 y 86 €/MWh. Para calcular estas cifras, el informe señala que se incluye el precio del pool (45-60€/MWh, ajustado por pérdidas en la red del 4-14%) y el término variable del peaje, ambos en las horas de generación solar (8.00 a 20.00 horas). A dichos costes se les añaden los servicios de ajuste, pagos por capacidad, interrumpibilidad. El IVA (21%) solo se añade en el caso de unifamiliares y bloques de viviendas.
Por último, las viviendas unifamiliarse o los bloques de viviendas y pymes son las que peor salen paradas. En el primer caso, la paridad de red se mueve entre los 131 y los 161 €/MWh y los segundos, entre los 124 y los 152 €/MWh.
Para realizar los cálculos, el informe considera unifamiliares a las instalaciones de 1 kW, a los bloques de viviendas de 3,4 kW, 23 kW para servicios, 100 kW para regantes y 200 kW para la industria.
También se ha valorado cuánta capacidad podría ser interesante instalar desde el punto de vista de rentabilidad económica, y de nuevo en el sector industrial el autoconsumo es mucho más provechoso que en el residencial. Según el informe, entre 2 y 2,6 GW podría ser el potencial económicamente viable de autoconsumo para este sector, sin embargo, le siguen los bloques de viviendas y pymes, con un máximo posible de 1,5 GW, seguidos del sector servicios (entre 0,9 y 1,2 GW). Para los regantes y las viviendas unifamiliares no se calcula una capacidad potencial por encima de los 600 MW en cada uno de ellos.
Sin embargo, para que ese desarrollo se produzca, el informe recuerda que aunque el RDL 15/2018 incluye aspectos relevantes que facilitan el autoconsumo, requiere un desarrollo normativo que fomente una integración eficiente del autoconsumo en España.
Entre 45 y 55 GW de renovables
Otro de los apartados del estudio señala que los objetivos del 32% de renovables de la UE hará necesario desplegar al menos 45-55 GW de renovables a 2030, unos nuevos 500 parques, lo que supone doblar la capacidad renovable actual. Sin embargo, si se atiende a la propuesta del Ministerio para la Transición Ecológica de alcanzar el 35% de penetración renovables, esa cifra se elevaría a más de 60 GW de capacidad renovable.
La mayoría de la nueva capacidad renovable sería posible por la instalación de nuevas plantas, ya que se estima que se repotenciarán solo cerca de 2 GW de capacidad. En su supuesto, de aquí a 2030, se mantendrían los 7 GW de nucleares existentes a día de hoy, al igual que los ciclos combinados (25 GW), desaparecería el carbón (10 GW) y se reducirían otras tecnologías como fuelgás o cogeneración (de los 6 GW actuales a 4 GW). Además, se añadirían 9 GW de nuevas tecnologías como fuentes de respaldo: almacenamiento, bombeo y repotenciación, gestión de la oferta y la demanda, interconexiones, y/o nuevas plantas de gas natural.
En total, de los 99 GW de capacidad instalada de generación eléctrica en España se aumentaría hasta los 140-150 GW en 2030.
Por eso, las redes deberán afrontar un crecimiento en renovables más de dos veces superior al histórico en una red con más instalaciones y más dispersas. La red presentará una mayor complejidad debido a la integración de una elevada potencia renovable en todos los niveles de tensión de la red (Alta, Media y Baja Tensión).
Incorporación del vehículo eléctrico
Y a toda esta nueva capacidad de generación, se suma la llegada masiva del vehículo eléctrico y la instalación de los puntos de recarga, que harán aumentar las necesidades de suministro. Según el informe, en los próximos 10-15 años se espera que circulen por las carreteras españolas entre 4 y 6 millones de vehículos eléctricos y, por tanto, se necesiten más de 100.000 puntos de recarga.
Sin embargo, en el análisis se reconoce que las redes eléctricas no supondrán un obstáculo para la integración del vehículo eléctrico, sino que colaborarán en el despliegue del mismo, y por tanto, requiere un volumen de inversión relativamente bajo.
En definitiva, pese a que el aumento de la capacidad de interconexión permitirá mitigar el impacto de la generación no gestionable en el sistema eléctrico español, Deloitte calcula que se necesitarán cerca de 30.000 millones de euros de inversión para modernizar y digitalizar la red para integrar las nuevas renovables (grandes plantas y autoconsumo con vertido en red) y los vehículos eléctricos que llegarán al sistema.
Deja tu comentario
Tu dirección de correo electrónico no será publicada. Todos los campos son obligatorios