En el PNIEC se asume un escenario objetivo para el año 2030 que, en lo relativo al sector eléctrico, contempla un notable incremento de las capacidades instaladas en energías renovables y almacenamiento, así como un aumento muy importante de la demanda eléctrica impulsada por el sector industrial, el transporte y, sobre todo, por un enorme despliegue de la capacidad de electrolización para la generación de hidrógeno destinado, fundamentalmente, a la exportación. Ya ha transcurrido más de la mitad del periodo de diez años que se contempla en el PNIEC y, aunque siempre existen incertidumbres cuando se realiza un ejercicio de simulación a cuatro o cinco años vista, se dispone de una idea bastante clara de qué hipótesis del PNIEC van a resultar de difícil cumplimiento
En ese contexto, Fedea publica hoy un trabajo de Antonio Colomer (NERA), Óscar Arnedillo (NERA), Marcelo Rabinovich (NERA), Diego Rodríguez (UCM y FEDEA) y Jorge Sanz (NERA) en el que se dibuja un escenario alternativo al PNIEC para el sector eléctrico que, al tiempo que se construye sobre hipótesis que se consideran más realistas, deja que sea la minimización del coste de suministro la que establezca las capacidades adicionales de generación a instalar. A juicio de los autores, esto resulta especialmente importante porque no es creíble esperar que las empresas de generación adopten decisiones de entrada en los próximos años si no es posible que estas recuperen sus costes a través de los precios de mercado. Solo sería posible asegurar su viabilidad en condiciones de pérdidas operativas si hubiese algún mecanismo de subvención que permitiese cubrir esas pérdidas, una circunstancia que en el PNIEC no es explícita. En concreto, los autores estiman que serían necesarias subvenciones anuales de casi 4.800 millones de euros.
En el trabajo se asume la disponibilidad en 2030 de las capacidades de generación actualmente instaladas que no habrán finalizado su vida útil en ese año y las ya comprometidas en estos momentos, incluidas las que han recibido financiación pública para facilitar su entrada. Los autores comparan los resultados de ese escenario alternativo con el recogido en el PNIEC en términos del mix de capacidad y de generación, de las emisiones asociadas y del coste de suministro. En ese cálculo de costes los autores también integran las subvenciones implícitas que permitirían el despliegue deseado de renovables, de almacenamiento y de capacidad de electrólisis planteado en el escenario objetivo del PNIEC.
Los autores parten de una calibración de los parámetros vinculados con las variables de oferta y demanda eléctrica en el PNIEC, al tiempo que actualizan los precios del gas y de los derechos de CO2 con la información más actualizada. En la modelización de las capacidades de generación se diferencia entre dos grupos de tecnologías. Para un primer grupo se asume, tal y como se hace en el PNIEC, que las capacidades están predeterminadas y no son el resultado del equilibrio en el mercado eléctrico. Este grupo incluye a las centrales de ciclo combinado, carbón, nuclear, autoconsumo, cogeneración e hidroeléctrica. Salvo en la capacidad de generación nuclear, para la que considera la extensión de su funcionamiento, los supuestos sobre las demás tecnologías son idénticos a los del PNIEC. Sin embargo, para las tecnologías sobre las que se espera una notable expansión en los próximos años, se deja que sean las decisiones individuales de los agentes las que determinen cuánta potencia entraría en el sistema de modo sostenible, esto es cubriendo sus costes operativos y de inversión. Esas tecnologías incluyen a la solar fotovoltaica y termosolar, eólica terrestre y marina, y baterías. En el trabajo se hacen explícitos los costes de capital y de operación y mantenimiento asociados a esas tecnologías, al tiempo que se contrastan con los incluidos en distintas fuentes públicas.
En relación con la demanda, los autores consideran que no es realista el supuesto incluido en el PNIEC de un parque de 5,5 millones de vehículos electrificados en 2030. En su lugar, asumen un escenario con la mitad de vehículos electrificados para ese año. En el caso de la demanda eléctrica procedente del hidrógeno, en el trabajo también se determina de modo endógeno la entrada de nueva capacidad que sea adicional a la que ya recibe ayudas públicas, así como su régimen de funcionamiento. Para ello se tiene en cuenta la competitividad del hidrógeno verde, producido a partir de electrólisis, en relación con el hidrógeno gris producido a partir de gas natural.
Los resultados obtenidos del ejercicio de optimización indican que solo una parte de la capacidad fotovoltaica prevista en el PNIEC para 2030 podrá instalarse en condiciones económicamente sostenibles, si bien el margen de entrada económica adicional se ha reducido significativamente tras un año 2025 de fuerte penetración de dicha tecnología. También sería sostenible la renovación del parque eólico que ya habrá finalizado su vida útil en 2030. Sin embargo, en condiciones de mercado, no habría capacidad adicional a la ya existente, o a la ya comprometida mediante ayudas o en proceso de construcción (ready to build), en eólica terrestre, baterías y electrolizadores. En el caso de la termosolar o la eólica marina, sin apoyo actualmente, tampoco habrá entrada en condiciones de mercado.
En el trabajo se observa que una entrada optimizada de capacidades en condiciones de mercado conlleva un precio de mercado mayorista que es superior al recogido en el PNIEC oficial, dado el mayor peso relativo en este último de tecnologías con menores costes. Sin embargo, al computar todos los costes implícitos asociados con ese mix, se concluye que una entrada optimizada permitiría reducir el precio para el consumidor final. En concreto, la disminución en la factura con respecto al PNIEC oficial se situaría en algo menos de 3 €/MWh, pero sería superior a 8 €/MWh al dimensionar en términos de la factura eléctrica la reducción de costes por la red de hidrógeno y las ayudas a las electrolizadoras.
Los autores también concluyen que el resultado del PNIEC óptimo en términos del peso relativo de la generación eléctrica y de la reducción de emisiones es ligeramente inferior al oficial. Sin embargo, la mayor reducción de emisiones a la que aspira el PNIEC oficial se haría con unos costes muy superiores. A ese respecto, los autores consideran significativo que el precio de la tonelada adicional evitada de CO2 en el PNIEC oficial, en relación con el PNIEC óptimo, sea de 753 €, una cifra que es aproximadamente 9 veces el precio actual.
Por último, los autores enfatizan un aspecto que consideran clave para la sostenibilidad económica de las nuevas instalaciones de generación renovable: la expansión de la demanda eléctrica. A ese respecto llaman la atención sobre el hecho de que, aunque el escenario optimizado que se plantea en el trabajo prevé una demanda eléctrica inferior a la del PNIEC oficial (295 vs 339 TWh), sigue siendo una demanda significativamente superior a la observada en los últimos años, que permanece muy rezagada frente al escenario objetivo dibujado en el PNIEC. En consecuencia, consideran que los esfuerzos principales en los próximos años deben estar centrados en el ámbito de la demanda, no de la oferta de generación eléctrica. Aunque son muchos los aspectos involucrados en ese crecimiento de la demanda, dos de ellos resultan especialmente destacables y sobre ellos debe avanzarse de una forma mucho más decidida para garantizar la sostenibilidad de los parques de generación renovables. Por un lado, abordar seriamente una reforma fiscal ambiental en el sector energético que aporte señales de descarbonización eficientes para la industria, favoreciendo así su electrificación. Por otro lado, facilitar las inversiones en redes para permitir la conexión de la demanda, incluyendo un mecanismo de asignación de puntos de acceso y conexión que evite que se siga produciendo su acaparamiento como consecuencia de una asignación ineficiente.
