Los objetivos del PNIEC en su horizonte 2023-2030 centraron la apertura de esta sesión, concretamente su relación con el impulso a las renovables, el almacenamiento y la gestión de la demanda, con la satisfacción de que sea ambicioso y las dudas sobre la consecución de los retos planteados, como el hidrógeno verde.
“Ha faltado desarrollo regulatorio al apostar por grandes objetivos y no poner todos los medios para cumplirlo”- Fernando Ferrando
“Qué medidas y políticas construiremos para hacer realidad, en un tiempo muy corto, lo que nos hemos planteado.”-Juan José Alba
El desafío de las redes eléctricas y los sistemas de almacenamiento ante el crecimiento de las energías renovables y la electrificación de la demanda fue el eje central de la sesión técnica, donde los participantes debatieron sobre la necesidad de adaptación de la red a corto y medio plazo, la necesidad de medidas normativas o tecnológicas y sobre la electrificación de la demanda.
Carmen Longás (Red Eléctrica de España), destacó que nos encontramos en un punto de inflexión en el contexto energético, en el que la red debe dar servicio a todos los operadores con garantía y la necesidad de regulación para que no se acapare la capacidad, destacando los concursos de capacidad que tendrán nuevos criterios, dejando de ser por orden de solicitud.
“El objetivo de llegar al 81% de energía renovable en la generación eléctrica va a ser muy retador aunque en nuestro país partimos de una base muy avanzada” - Carmen Longás (Red Eléctrica de España).
Juan José Alba (Endesa), señaló que las limitaciones regulatorias actuales y la falta de dinamicidad en los procesos de planificación dificultan el avance. “Desde que se decide una inversión en infraestructuras hasta su ejecución, pueden pasar hasta diez años, lo que ralentiza la electrificación.” También señaló las dudas que surgen ante los megavatios concedidos que no se sabe si se están usando o no y la necesidad de mecanismos que lo comprueben esto en menores periodos de tiempo.
Por su parte, Pedro González (AEGE) insistió en que la inversión en redes esté vinculada al crecimiento de la demanda y expresó la preocupación de las dificultades que encuentran los proyectos industriales que buscan conectarse a la red en sus procesos de descarbonización y se les deniega por capacidad.
Joan Herrera (SAMSO EDS), planteó una visión de inversiones anticipatorias ante la urgencia de electrificar, además de un sistema de penalizaciones. De la misma forma, señala la necesidad de mayor transparencia en la distribución para no generar desconfianza y la necesidad de mecanismos extraordinarios que atiendan las negativas de conexión a la red.
Fernando Ferrando (Fundación Renovables) coincidió en que la falta de coordinación y transparencia en el acceso a la red está generando procesos de especulación, obstaculizando la electrificación de sectores e industrias. Además, destacó la importancia de no perder el objetivo de que “el reto es la electrificación por motivos de eficiencia, emisiones cero, precio y democratización de la energía”. También señaló la necesidad de una fiscalidad diferencial, de manera que no se grave de la misma forma lo que queremos premiar (energías renovables) de lo que no.
En resumen, se puso de manifiesto la complejidad de la transición energética y la necesidad de una mayor colaboración entre los diferentes actores implicados, mayor desarrollo normativo y regulatorio y garantías de acceso equitativo a la red.
La segunda parte de la sesión se dedicó a una presentación de las diferentes tecnologías y proyectos de almacenamiento distribuidos por el país.
Jorge Andrey (Samso EDS) señaló la necesidad de llevar el almacenamiento también a los pequeños consumidores y que antes el principal reto del almacenamiento era la técnica o la viabilidad y ahora lo es el ámbito político y regulatorio.
Entre estos proyectos innovadores, Andrés Sánchez-Biedma (Endesa) expuso la batería de flujo redox de vanadio integrada en la planta fotovoltaica de Son Orlandis, en Mallorca. Este sistema, además de ser eficiente y reciclable, tiene la ventaja de permitir ampliaciones futuras, marcando un hito al ser la mayor batería instalada en un territorio insular en España.
También se presentaron los proyectos más avanzados de Naturgy de almacenamiento como el proyecto stand alone Troncal en Vigo, que destaca por encontrarse en una zona urbana, el proyecto hibridado de Carpio de Tajo (Toledo) que integra una batería ion litio en una planta solar fotovoltaica.
Carmen Longás señaló que, aunque Red Eléctrica no tiene proyectos de almacenamiento como tal, las islas son un caso especial donde todo está concentrado y hay mayor cantidad de renovables y por ello nos expone el proyecto Salto de Chira, que combina dos embalses con un sistema de almacenamiento de bombeo para 2028.
Los ponentes coincidieron en que, si bien la viabilidad técnica está cada vez más consolidada, es imprescindible fomentar un marco regulatorio y financiación para que estas soluciones sean escalables y accesibles.
Por: Eva Villaverde Sánchez
03/12/2024
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Esta investigación ha sido financiada por el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico pero no expresa la opinión del mismo. |