Cuando en marzo de 2004 el gobierno de José María Aznar aprobó el RD 436/2004, que estableció el sistema de primas a las renovables, incluyó también el fraude de ley del huerto solar. Pocos años después, el catálogo de productos de los bancos lo incluían como una inversión más rentable que un fondo de pensiones. Las renovables se convirtieron en un producto financiero. La burbuja estaba servida.
Catorce años después aparecen señales que, a partir del RDL 15/2018, indican que vuelve el atractivo inversor al sector renovable. Alguna multinacional habla de rentabilidades entre el 15% y el 20% para las instalaciones de autoconsumo solar y entre el 10% y el 15% para las grandes instalaciones fotovoltaicas. A lo que se añade el creciente interés de los mercados financieros por las emisiones de bonos verdes y el aterrizaje de fondos de inversión extranjeros para comprar renovables españolas**. ¿Volverá el mismo apetito especulador?**
Sin embargo, aún permanece la incertidumbre por la falta de seguridad jurídica en el caso de un cambio de gobierno y la permanente espada de Damocles para los consumidores de la Ley 24/2013, del sector eléctrico, y la Ley 18/2014, del sector gasista, que establecen que todos los déficits se cargarán automáticamente a los peajes de la luz y del gas. Así, pase lo que pase, a los peajes irán los laudos arbitrales por la retroactividad fotovoltaica de 2010 o los costes del cierre nuclear, de la misma manera que Castor, el déficit eléctrico y el de las infraestructuras gasistas. La figura clave del sistema, que son los consumidores, no existe para el regulador.
La Comisión Europea presentó en noviembre la estrategia de descarbonización hasta 2050 con una cifra para tener en cuenta. La inacción climática tendrá un coste equivalente al 1,9% del PIB europeo; pero en el sur el coste se duplicará y en España alcanzará el 4,2%. España deberá presentar su propio “Plan nacional integrado de energía y clima” para 2030 antes de que finalice 2018 y el año que viene el Plan para 2040. Nadie duda que deberá multiplicarse la nueva potencia renovable; pero lo que urge aclarar es qué modelo se propone de integración masiva de renovables para descarbonizar la economía.
La nueva Directiva (UE) 2018/2001, de renovables, publicada el pasado 21 de diciembre, avanza en la senda que estableció la anterior directiva de 2009. El “despliegue eficiente de las renovables” se desarrollará a través de su integración en el urbanismo y el transporte, es decir, en la edificación con autoconsumo o comunidades locales de renovables y en la movilidad eléctrica, con generación descentralizada y distribuida.
La alternativa se plantea entre dar prioridad a las grandes instalaciones renovables para conectar a la red o a la generación descentralizada en cada centro de consumo para ahorrar energía e inversiones; entre subastas, como las de 2016 y 2017, que refuerzan el modelo especulativo de la oferta centralizada más cara, que no garantiza la descarbonización, o abrir el mercado a millones de autogeneradores y a la gestión inteligente de la demanda que, al aumentar la eficiencia energética, garantiza mayores objetivos de reducción de emisiones y energía más barata.
El Reglamento (UE) 2018/1999, sobre gobernanza de la Unión de la Energía y de la Acción por el Clima, publicado el 21 de diciembre, se articula sobre el principio de “primero, la eficiencia energética”, debido a su efecto de arrastre sobre los objetivos de renovables y emisiones. Esta es la gran ventaja del modelo descentralizado para la descarbonización, ya que el autoconsumo tiene más sentido como ahorro de energía que como generación de energía. Por eso resulta fundamental para la gestión eficiente de la red eléctrica y para la carga de vehículos eléctricos. Acercar la generación al consumo es la base para conseguir una energía barata y limpia y proporcionar la flexibilidad de la demanda imprescindible para la seguridad de la red.
El **modelo descentralizado **abre la competencia a las nuevas formas de utilización de la energía, como la microgeneración renovable, autoconsumo, almacenamiento, microrredes, plantas de generación virtual (VPP), vehículos eléctricos y los agregadores de demanda que permitirán la participación de los consumidores en el mercado eléctrico.
Este nuevo mercado deberá incluir la gestión inteligente de la red con tarifas dinámicas, objetivos de almacenamiento y gestión de recarga de vehículos eléctricos, apoyado en una estrategia de rehabilitación energética de los edificios y una estrategia de movilidad eléctrica para impedir que los consumidores acaben pagando por la electricidad el coste de la central más cara.
Por Javier García Breva
Asesor en políticas energéticas, presidente de N2E y Miembro del Consejo Editorial de El Periódico de la Energía
Dabama
09/01/2019