Y es que tenemos un plan político a 2030, y otro a 2050, sí. Pero me permito aportar algunas reflexiones sobre el plan, y sobre las muchas incertidumbres que encontrarán los inversores y los consumidores durante esta década y la siguiente.
Sobre la potencia renovable, diría que hay 4 sendas posibles para el horizonte 2030. La senda 1 es la política, el famoso PNIEC (la segunda versión, provisionalmente definitiva), que conlleva desarrollar unos 30GW fotovoltaicos, unos 24GW eólicos más probables repotenciaciones de antiguos parques hasta unos 30GW también, 5GW termosolares, y casi 1GW de biomasa. Matizo que este plan nacional es indicativo, y a diferencia del objetivo de 2020 no es vinculante con Europa, es decir que su incumplimiento no conlleva penalizaciones económicas. El compromiso no es alcanzar exactamente este plan, sino un 74% de la demanda eléctrica nacional con renovables, ya sea con este mix o con cualquier otro que también cumpla el objetivo de renovables y emisiones.
La senda 2 es la económicamente viable sin subastas, ya que existe una interacción directa entre potencia instalada y precios, y otra interacción directa entre precios y potencia instalada ‘merchant’. Esta senda 2 es incierta por definición, ya que depende de los futuros precios de los combustibles, del comportamiento futuro de la demanda, de las nuevas interconexiones y nuevo almacenamiento, del incierto coste futuro de las tecnologías renovables, y de las TIRes necesarias para animar a los inversores, incluyendo a los sponsors y a una banca bastante reticente a aceptar riesgos de mercado.
Es más, la decisión de inversión ni siquiera se basará en todas estas incertidumbres, sino en las proyecciones que asuma cada uno en el momento de la inversión. Y es que lo crítico hoy en día no es tanto la TIR que espera cada inversor, sino el futuro que se quiere creer, y en concreto qué ingresos por mercado pone en la primera fila de su Excel, la de los ingresos de los próximos 30 años. Son sabidas en la comunidad inversora las considerables diferencias entre las diversas entidades que se dedican a proyectar los precios futuros del mercado. El caso es que según mis expectativas (las del equipo profesional del que formo parte) para todas y cada una de las muchas incertidumbres a futuro, el mercado se quedaría considerablemente lejos de la capacidad política objetivo, principalmente por el efecto depresor de precios que tendrá la abundante capacidad renovable incipiente. No confundir proyectos en desarrollo, lo cual cuesta mucho esfuerzo pero poco dinero, con capacidad que realmente tomará la decisión de inversión una vez conozca las condiciones de mercado en el momento de realizar el verdadero desembolso.
La senda 3 es independiente de las dos anteriores, y tiene que ver con los cuellos de botella en el desarrollo y tramitación de proyectos, que hoy en día tardan el doble que hace unos años, ante unas administraciones saturadas así como unas tramitaciones ambientales más exigentes que antes. Tengo poca idea de cuál es la senda 3, ya que nunca hemos estresado al sistema como lo vamos a hacer en esta década, pero sospecho que también es inferior a la senda del PNIEC.
Y hay otra senda 4, que es la que a día de hoy están desarrollando los promotores e inversores; es decir la suma de lo que nos dirían si les preguntamos cuánto creen que van a construir en esta década. Sólo atendiendo a las solicitudes de conexión a la red y los anuncios de prensa y audiencias públicas, aproximadamente se duplica el PNIEC, pero encima con la mitad de tiempo para desarrollar los pipelines sin perder avales y puntos de conexión. Es decir que la senda 4 multiplica aproximadamente por cuatro la propia senda política, que a su vez es considerablemente superior a la que hoy en día proyecto como viable sin subastas que garanticen unos ingresos independientes del pool. Hay que prepararse para una senda de potencia renovable, y para otra muy diferente.
Sobre la capacidad nuclear, también tenemos un plan, acordado tras mucho negociar el gobierno con las eléctricas propietarias, consistente en cerrar los 7 reactores actualmente operativos entre 2028 y 2035. Se ha llegado a un acuerdo, sí. Pero ese acuerdo es en mi opinión como mínimo incierto, por no decir improbable. Por una parte, caso de que se mantenga el PSOE al frente del gobierno desde hoy hasta 2035, con una política marcada antinuclear, dichos cierres están condicionados a que no den lugar a apagones (de lo contrario el gestor técnico del sistema no autorizará determinados cierres por seguridad de suministro), a que existan suficientes fondos para costear los desmantelamientos (de lo contrario digo yo que será el gobierno el que preferirá no tener que reducir gasto en educación y sanidad para costearlos con cargo a Presupuestos Generales), y a que exista suficiente capacidad logística y humana para llevarlos a cabo (de lo contrario digo yo que se escalonarán los cierres, ya que no se prepara personal con alta cualificación en pocos años).
Por otra parte, si antes de 2035 hubiera cambios de gobierno en los que esté al timón el Partido Popular, con una política marcada pro nuclear, dichos cierres probablemente se paralizarían con sencillísima tramitación sin ninguna traba legal, ya que no existe problemática técnica para extensiones hasta 60 y 80 años tal como ha decidido Estados Unidos con todos los reactores similares a los que tenemos mayoritariamente en España. Es decir, hay que prepararse para un sector eléctrico con energía nuclear y sin ella.
Sobre el almacenamiento, también tenemos un plan a 2030 de desarrollo de 11 gigavatios nuevos (el equivalente a ¡11 reactores nucleares!), repartidos entre bombeo hidráulico, baterías (u otras tecnologías genéricas) y almacenamiento térmico en sales fundidas en centrales termosolares. Personalmente cuestiono la posibilidad de desarrollo de toda la potencia objetivo de proyectos hidráulicos por la muy larga toma de decisión y desarrollo, ante una situación actual de baja rentabilidad proyectada sin un marco regulatorio que los incentive explícitamente. Posible es, pero vamos muy justos de tiempo, y no me consta ningún bombeo en fase avanzada. Tampoco me consta ninguna iniciativa regulatoria en marcha para incentivarlos, más allá de una Hoja de Ruta del almacenamiento, que es buena e identifica los retos, pero que de momento sólo dice que…que necesitamos un plan. También cuestiono la verosimilitud de la potencia termosolar objetivo, visto el ritmo de subastas termosolares propuesto; luego creo que podemos despedirnos de su almacenamiento y potencia firme asociados, porque sin subastas explícitas u otros incentivos directos (que sí podrían existir, como importantes subvenciones al Capex) el mercado por sí sólo no desarrollará ni un solo megavatio termosolar ‘merchant’. Y si bien tengo fe en las baterías y tengo pocas dudas de que llegarán, sí tengo dudas de que lleguen en el tiempo y en la magnitud objetivo. Es decir, hay que prepararse para un almacenamiento objetivo, y para otro potencialmente muy inferior.
El vehículo eléctrico es a mi juicio uno de los principales ingredientes, por no decir el principal, de las llamadas ‘smart grids’. Es la gran fuente de demanda facilitadora de la integración de renovables, por poder cargarse de manera dirigida en las horas de elevado recurso eólico y solar. Y si hoy rondamos los 100.000 vehículos eléctricos en España, quién sabe si llegaremos en 2030 a los 5 millones objetivo del gobierno, la mitad, o la cuarta parte. Con que preparémonos para una capacidad de vehículos eléctricos, y para otra cuatro veces inferior.
Interconexiones con Francia, también tenemos un plan de desarrollar 3 proyectos en el horizonte 2030. El último proyecto que se puso en servicio en 2015 tras más de 3 décadas, y el próximo, sobre el que ha habido acuerdo político por ambas partes desde el principio, se espera hoy para 2026-2027, o sea 12 años desde la puesta en servicio del proyecto anterior. Por si esto no nos da pistas de posibles fechas para los siguientes proyectos, preveo que los proyectos adicionales por los Pirineos tendrán retos técnicos importantes por la longitud de los túneles necesarios, y retos medioambientales quizás aún mayores, sobre todo en el lado francés. Otra pista es que Francia no incluye estos proyectos en su ‘PNIEC’ nacional a 2030. Preparémonos por tanto para un sistema eléctrico que cuente con las interconexiones objetivo, y también para escenarios en que dichas interconexiones llegan con muchos años de retraso.
Los precios de los combustibles han sido y seguirán siendo una montaña rusa, con cuestas hacia arriba y hacia abajo a menudo abruptas e inesperadas incluso por los expertos en la materia y los forward (el consenso del mercado), como consecuencia de difíciles previsiones de consumo, alteradas entre otros motivos por la volátil climatología y decisiones políticas cambiantes. Preparémonos para años de gas y electricidad en niveles elevados, y también para periodos con un precio medio dividido por dos o por tres.
Por tanto, al tomar decisiones de inversión, ¿cómo valorar proyectos? Pues hoy en día francamente complicado, por las altísimas diferencias entre escenarios, como también lo ha sido en otros sectores industriales. Idealmente, analizando diversos escenarios, que al menos sean internamente consistentes entre sí. Idealmente, diversificando tecnologías de generación y geografías, diversificándose verticalmente en la cadena de suministro con generación y comercialización, y mitigando volatilidad de ingresos con los instrumentos disponibles como los forward y los PPA. O por supuesto jugándosela al mercado diario, para quienes estéis cómodos con vuestro escenario o quienes podáis soportar el downside. Y en todos los casos, valorando los riesgos y pidiendo niveles de rentabilidad acordes a las incertidumbres y la valoración propia de los upsides y downsides de ingresos, en función la modalidad de inversión que hayáis escogido.
Qué difícil es invertir cantidades elevadas cuando los ingresos son tan inciertos, siendo tan inciertos los ingredientes a introducir en los modelos de proyección. ¿Quién va a ganar las próximas tres elecciones? ¿A qué ritmo adoptaremos el vehículo eléctrico? ¿Cuánto gas consumirá China en 10 años? Escuchad varias opiniones, e invertid con aquella para la que os convenzan no los resultados sino las hipótesis, y además con cobertura o margen de maniobra para esos otros posibles escenarios indeseables. O idealmente sabiendo que dichos escenarios indeseables sólo os suponen una menor rentabilidad con la que, aunque indeseable, al menos podáis sobrevivir.
Javier Revuelta es ingeniero eléctrico por ICAI, posee un MBA por INSEAD Business School, y es actualmente Senior Principal en AFRY. AFRY es una empresa multinacional de servicios de ingeniería, diseño y consultoría, en las áreas de sostenibilidad y digitalización. AFRY Management Consulting es líder en servicios para el sector energético europeo.
Alvaro Enrique Escorcia Macias
17/12/2020