Viento con valor creciente
Los parques de molinos en la tierra o en el mar atraen el interés de los inversores ante una fuente técnicamente cada vez más solvente
Durante 2018, el viento fue la segunda fuente de generación del sistema eléctrico español por detrás de la nuclear, con una aportación de 48.902 gigavatios hora (GWh) y un 19% de la demanda de los consumidores cubierta, según el último informe anual de la Asociación Empresarial Eólica (AEE). "La eólica será la primera energía del mix para 2030; en realidad lo va a ser ya para el año que viene, cuando se instalen los 4.600 megavatios adjudicados en las subastas", declara Juan Virgilio Márquez, director general de la AEE, refiriéndose a las tres subastas de renovables —una en 2016 y dos en 2017— que el Gobierno convocó para alcanzar el objetivo, marcado por la UE, de un 20% de energías limpias en 2020.
Pocos confían a estas altura en lograr ese objetivo, pero los esfuerzos realizados para conseguirlo —los parques de las subastas ya en marcha más los del cupo canario, con obligación de entrar en funcionamiento antes del 31 de diciembre de 2018— sumaron 392 megavatios (MW) más de potencia eólica el año pasado, alcanzando los 23.484 MW instalados y manteniendo a España en el segundo puesto del ranking europeo, el quinto del mundo. El sector ha de llegar a los 50 gigavatios (GW) para 2030 según establece el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima 2021-2030 (PNIEC), que es su libro de cabecera, lo que supone la instalación de 2,2 GW de potencia cada año hasta esa fecha. "Tenemos la responsabilidad de liderar la transición energética", afirma Márquez. "Para ello necesitamos una regulación sencilla, que genere confianza, y una situación política de consenso, que ofrezca garantías en el largo plazo", añade. Así como abordar aspectos clave que despejen el futuro.
Las energías solar y eólica se están convirtiendo en sectores atractivos para los inversores. Lo señala el informe Tendencias globales de las renovables de Deloitte y lo ha comprobado Forestalia, un grupo empresarial prácticamente desconocido, al menos en terreno eólico, hasta que dio la campanada adjudicándose 1.900 megavatios en las subastas de 2016 y 2017 gracias a ofrecer el descuento máximo en el régimen retributivo. Dicho de otro modo, sin primas. "Hemos sido pioneros y nos hemos adelantado al nuevo paradigma de la generación de energía eléctrica renovable libre de primas y subsidios, gracias a la madurez tecnológica y financiera del sector", subraya la compañía, que defiende un "mercado eficiente, abierto y competitivo".
Su postura provocó, en su día, recelos en un sector que venía de perder el 41% de sus ayudas entre 2013 (año de la reforma energética) y 2014, cuando se pasó de incentivar la producción a la potencia; además, los parques eólicos anteriores a 2004 se quedaron sin primas, por considerarse ya amortizados. "Hay 6.323 MW eólicos sin ningún tipo de incentivo y más de 300 parques que tienen que funcionar solo con los ingresos del mercado eléctrico", recuerda el anuario de AEE. Surge la fórmula del PPA (contrato de compra de energía), como el que Iberdrola ha firmado con Nike para el suministro de energía procedente de los cuatro parques del complejo eólico navarro de Cavar. Y empiezan a aparecer, también, proyectos merchant, sin prima y sin subasta, a pulmón. Así se ha planteado Valiente, instalación eólica en el municipio aragonés de Gurrea de Gállego puesto en marcha por la división de Energía del grupo Villar Mir (VME).
El director general y financiero de Forestalia, Carlos Reyero, reitera el "evidente" apetito por parte de la banca. "La financiación está ahí; se trata de ofrecer esquemas factibles y de garantía a los bancos", acota. La inversión de los parques de su proyecto Goya (en alianza con Mirova, GE y Engie), que engloba los 300 MW conseguidos en la subasta de 2016, se eleva a los 310 millones de eros y se sustenta en un PPA de 12 años firmado con Engie; participan en la financiación de la deuda, de unos 170 millones de euros, el Banco Europeo de Inversiones (con un préstamo de 50 millones en el marco del Plan de Inversiones para Europa o Plan Juncker), BBVA, CaixaBank y Banco Santander. Este último no hace declaraciones sobre molinos, pero sí ofrece datos: en 2018 contribuyó a la financiación de proyectos de energía renovable con una capacidad de generación global de 6.689 MW; de ellos, 364 MW correspondieron a España, y un 77% fueron eólicos.
JPMorgan, Banco Sabadell y Santander Corporate & Investment Banking financian las obras recién comenzadas del proyecto Phoenix, de Forestalia, Engie y Mirova, por valor de unos 600 millones de euros, que permitirán abrir otros diez parques eólicos en Aragón, con 342 megavatios salidos también de las subastas de 2017. "En dos años [de aquí a 2021] nos planteamos duplicar el volumen de lo que actualmente tenemos en marcha [1.800 MW] en distintas fases: financiación, desarrollo, construcción", avanza Reyero. Y piensan hacerlo aunque el Gobierno no convoque nuevas subastas, lo que significaría ir a proyectos 100% merchant. "Nos atendremos a las condiciones del mercado", insiste. Lo que no quiere decir que se opongan al sistema de subastas, todo lo contrario, les parecen, en palabras de Reyero, "razonables, accesibles y convenientes".
Herramientas adecuadas
En opinión de Márquez, las subastas constituyen la herramienta adecuada para garantizar un ritmo de avance en la construcción de nuevas instalaciones e ingresos para los promotores ante un mercado sin la suficiente estabilidad de precios. "Hemos de segurar un canal de ingresos que dé confianza y permita inversiones en el largo plazo". Por ahora no hay subastas programadas, y la AEE cree ya van tocando. "Es necesario un calendario de convocatorias, no necesaria a corto plazo; pero sí habríamos de saber cuándo van a llegar; ya no solo por los promotores sino por los fabricantes que han de ponerse a trabajar en las máquinas necesarias para la subasta que se convoque dentro de cinco años, o de 10. Es como hacerle una foto al mercado a 10 años vista", argumenta Márquez.
La integración en el sistema eléctrico es otro de los grandes retos. Y aquí el almacenamiento de energía, al que ni eólica ni solar han prestado demasiada atención hasta hace bien poco, juega un factor decisivo, según resalta Joaquín Chacón, consejero delegado de Albufera Energy Storage y presidente de la Asociación Empresarial de Pilas, Baterías y Almacenamiento Energético (Aepibal). El sistema eléctrico funciona casando oferta con demanda, y el oficiante de esas uniones, Red Eléctrica de España (REE), lo tiene relativamente fácil cuando se trata de centrales de carbón o nucleares. Pero las renovables "no son tan obedientes": el sol brilla cuando brilla; el viento sopla cuando sopla. "Son energía intermitentes que requieren control y flexibilidad. Hace falta un almacén donde guardar para cuando no haya, como decían nuestras abuelas", dice Chacón. Una batería a la que REE pueda acudir cuando necesite energía, en lugar de pedírsela directamente al aerogenerador.
"Según la Agencia Internacional de Energías Renovables (Irena), el almacenamiento en baterías se muestra incluso más ágil para dar respuesta rápida a los requerimientos de regulación del sistema eléctrico que las plantas convencionales de combustibles fósiles, que prestan tradicionalmente estos servicios de ajuste", recuerda Belén Linares, directora de Innovación de Acciona. Y además sirve para suavizar las rampas de generación y evitar las fluctuaciones en el voltaje y la frecuencia de la red: una batería podría utilizarse como fuente auxiliar al aerogenerador hasta que el viento alcanza su fuerza máxima, y ejercer de paracaídas para un aterrizaje suave según va amainando, como comenta Chacón.
Salto tecnológico
"Diversos estudios calculan que en 2023 alcanzaremos la paridad y experimentaremos el gran salto tecnológico y económico en almacenamiento de renovables", recuerda Chacón. De manera que sea impensable concebir un parque eólico sin baterías. "La propia legislación obligará a ello", asegura. "Solo en proyectos a escala utility, la consultora Navigant prevé una facturación de 18.000 millones de dólares en 2023, frente a 220 millones en 2014, periodo en que la capacidad anual de almacenamiento en baterías pasará de 360 MW a 14.000 MW", revela Linares.
En 2017, Acciona Energía inauguró la que presenta como primera planta híbrida de almacenamiento de eólica con baterías de España, en el Parque Eólico Experimental Barásoain, con financiación del Fondo Europeo de Desarrollo Regional (Feder). "Son dos baterías: una de respuesta rápida, capaz de mantener 1 MW de potencia durante 20 minutos, y otra de respuesta más lenta y mayor autonomía, capaz de mantener 0,7 MW durante una hora. Ambas conectadas a un aerogenerador de 3 MW de potencia nominal", describe Linares. Por ahora, Acciona no tiene planes para aplicar estas soluciones tecnológicas a la eólica comercial en España.
Siemens Gamesa se ha convertido en líder de la industria eólica en España, donde, según sus datos, cuenta con más del 55% de la flota total instalada; ha afinado su tecnología para hacerla más silenciosa y rentable en condiciones ambientales más exigentes o en regiones con requisitos de conexión difíciles; para pasar de generadores de 55kW de potencia y un diámetro de pala de 15 metros a una turbina (lanzada en 2019) que puede generar 10 MW y tiene las palas más largas que las de un Airbus 380. Y ahora está apostando por el almacenamiento, con una "tecnología altamente innovadora" que ha llamado Etes (almacenamiento térmico de energía eléctrica) y se basa en el almacenamiento de calor a gran escala. "El almacenamiento desempeñará un papel decisivo en el panorama energético del mañana", afirma Enrique Pedrosa, jefe on shore para el sur de Europa y África del fabricante, que a principios de mayo firmó con el Gobierno de Navarra e Iberdrola Renovables Energía un "acuerdo de intenciones" para estudiar la viabilidad de la construcción y explotación de un prototipo de Etes en la comunidad autónoma.
CANARIAS, EL DESTINO NATURAL
En marzo comenzó a girar sus aspas el primer prototipo de aerogenerador marino, u offshore, de España, construido por un consorcio liderado por la ingeniería Esteyco frente a la costa de Gran Canaria, con tecnología Elisa y dentro del proyecto Elican. Es el primero del sur de Europa apoyado en el fondo (existe otro offshore en Portugal, sobre plataforma flotante) y el primero del mundo en no necesitar enormes y carísimos barcos para la instalación ni de la estructura de cimentación ni de la torre, que es telescópica. Un remolcador del puerto arrastra tras de sí, flotando, todas las piezas del puzle, con la torre plegada y la turbina y las aspas ya montadas sobre ella, hasta el lugar elegido para su ubicación; una vez allí, el interior de la torre y de la estructura de cimentación, que están huecos, se van llenando de agua, hasta que se asientan en el fondo, y la torre telescópica se despliega, según explica Javier Nieto, director de offshore de Esteyco. "La estructura de la torre es quizá algo más compleja, pero el ahorro de costes es grandísimo", incide.
España tiene la desventaja de su poca plataforma continental: el lecho marino enseguida alcanza una gran profundidad, lo que impide cimentar en él los molinos, e invita a pensar en un mayor potencial de las soluciones flotantes. "La realidad es que la eólica en tierra resulta todavía más barata; mientras haya espacio y disponibilidad para hacerla, seguirá por ahí, salvo esperados proyectos de demostración y con la excepción de Canarias", reflexiona Nieto, que recuerda que el coste de la energía en las islas es tres veces mayor que en la Península. Canarias, donde el viento sopla fuerte, es el lugar natural para iniciar el offshore español, según remacha. "Es una oportunidad de oro para solucionar el problema de costes en Canarias", coincide Márquez, que añade a la lista Baleares, Ceuta o Melilla.
Durante 2018 se instalaron 2,65 GW eólicos en aguas europeas, lo que eleva la capacidad total instalada de eólica marina a 19 GW, según el anuario de la AEE. Es un mercado en crecimiento, innovador, atractivo para los inversores. En España hay algunos tanteos, por ahora sin materializar, en el archipiélago canario, mientras que el Ente Vasco de la Energía trabaja en pos de un offshore frente a sus costas. "Hablamos de procesos muy largos; aunque este año se iniciara la primera solicitud para algún proyecto, tardaríamos cuatro o cinco años en verlo", calcula Nieto.
Ubicación: https://elpais.com/elpais/2019/05/20/actualidad/1558363331_082200.html
Autor: ELENA SEVILLANO
Fecha de Publicación: 2019/05/21