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Los países de la ribera sur del Mediterráneo poseen, en un principio, condiciones excelentes para el desarrollo de algunas energías renovables. El viento no escasea, y menos aún lo hace el sol. Sin embargo, el peso de estas fuentes es aún escaso. Tanto, que en el caso de Túnez, “las energías renovables representan alrededor del 3% de la producción energética total”, explica Julien Mauduit, responsable de operaciones del Banco Europeo para la Reconstrucción y el Desarrollo (EBRD, en inglés). Un proyecto coordinado por el EBRD y la Unión por el Mediterráneo (UfM, por sus siglas en inglés) e intenta incentivar industria privada que pueda aprovechar este potencial.

La iniciativa se llama Marco para el Desarrollo de las Energías Renovables en el Mediterráneo sur y este, o Spref, en sus siglas en inglés. Dentro de esta, el Banco Europeo espera proporcionar 250 millones de euros en préstamos para la puesta de proyectos privados de generación de energías renovables en Marruecos, Túnez, Egipto y Jordania. Al mismo tiempo, el Banco internacional proporciona asistencia técnica a estos países para que adapten su legislación y animen al sector privado a construir plantas de generación de energías renovables. Los expertos, sin embargo, apuntan a que aún quedan obstáculos importantes. Entre ellos, las subvenciones con las que aún cuentan los combustibles fósiles y la capacidad de la red eléctrica para aguantar los cambios en la producción de electricidad de fuentes tan variables como el viento y el sol.

El Banco esperar aportar 250 de los 900 millones de dólares necesarios para financiar el proyecto. El resto de la financiación proviene de actores privados y entidades mixtas como el Fondo de Tecnologías limpias (Clean Technology Fund, en inglés), que aporta 35 millones; o el Espacio Global para el Medio Ambiente (Global Environment Facility, en inglés), que se ha comprometido a proporcionar 15 millones. Kevin Bortz, representante del EBRD en el secretariado de la UfM, explica que el Banco aporta “por mandato” un tercio de la financiación, con la idea de que actúe de palanca para atraer al sector privado. “Eventualmente, los bancos comerciales deberían sentirse más cómodos asumiendo este tipo de riesgos”, prevé.

Las subvenciones a los combustibles fósiles y la falta de un marco regulatorio adecuado para las renovables son algunos de los principales retos

La iniciativa liderada por la UfM cae en un momento propicio, después de la celebración de la Cumbre del Clima en París. Los ejecutivos de la ribera sur del Mediterráneo, asegura Jorge Borrego, vicesecretario general de energía de la UfM, han empezado a tomar medidas para reducir sus emisiones de dióxido de carbono. Cita el caso de la ley tunecina para las Energías Renovables y la Producción Eléctrica, así como la de Energías renovables de Marruecos, que permite desde 2009 que los productores privados puedan vender energía a otras compañías privadas. También menciona la creación de organismos como la Agencia para la Energía Solar en Marruecos o la Nueva Autoridad en Energías Renovables de Egipto. Con estos cambios, Marruecos quiere conseguir el 40% de su energía a partir de fuentes renovables en 2020; y Egipto el 20%. Para esa fecha, Jordania prevé contar con 1.800 megavatios de energía solar y eólica instalada. En Túnez, la idea es que las renovables representen el 30% de la producción eléctrica total en 2030.

Sin embargo, algunos de los obstáculos residen, precisamente, en la legislación. El más claro es el de los subsidios a las fuentes no renovables. “Hace falta tiempo para aplicar las reformas [el fin de las subvenciones] y que la población las acepte. Si los precios no son lo suficientemente altos, las renovables no serán competitivas”, avanza Mauduit. Del lado de estas, además, aún no existe un marco regulatorio que pueda favorecer el crecimiento del sector, añade el responsable de proyectos del EBRD.

Por otra parte, los inversores perciben más arriesgado financiar cualquier proyecto privado. “El Estado es quien tiene generalmente el riesgo menor. La empresa eléctrica nacional cuenta con un riesgo bajo, y las compañías privadas con uno mayor”, recuerda Peter Gish, director general de UPC renewables North Africa, empresa especializada en la puesta en marcha de instalaciones renovables que ha tomado parte en el proyecto. Y, a mayor riesgo, mayor dificultad para establecer pactos de suministro rentables. De ahí que el Banco Europeo “intervenga para financiar el proyecto”, reduciendo esta incertidumbre.

En las condiciones actuales, “hace falta contar con financiación a largo plazo para que un proyecto sea rentable”, añade Abdelatiff Nasserdine, director general de Infra-Invest, empresa encargada de gestionar ARIF, un fondo de inversiones en infraestructuras de África subsahariana y el norte del continente. En un mercado privado donde las energías renovables apenas se han hecho presentes, los bancos solo se animan a financiar aquellas empresas que “puedan asegurar un acuerdo [de compra de energía] a largo plazo con grandes consumidores de electricidad”, asegura Nasserdine. Pocas son las compañías pueden comprometerse a un acuerdo a tan largo plazo, normalmente “grandes clientes industriales con una fuerte calificación crediticia”. En el momento en que los bancos se atrevan a financiar acuerdos de compra a medio plazo, “a cinco años”, es de esperar que las pymes también puedan interesarse por las renovables.

En el caso de Marruecos, además, la normativa solo permite vender energía renovable “a clientes de alto y muy alto voltaje”, lo que en buena medida limita la comercialización a las grandes negocios manufactureros.

Los bancos, por el momento, solo se animan a financiar a aquellas empresas que puedan asegurar acuerdos comerciales a largo plazo

Estas empresas, además, necesitan contar con un suministro ininterrumpido de energía, lo que hace de ellas una apuesta más segura. Uno de los proyectos en los que Infra Invest participa, la construcción de la central eólica de Khalladi (Marruecos), de 120 megavatios, es un ejemplo de ello. Nasserdine explica que la instalación tendrá como clientes a tres fábricas de cemento: “En estos casos hay una demanda mínima, porque las plantas trabajan las 24 horas del día. Pero si vendes a otros clientes [cuyas instalaciones no trabajan continuamente] es más difícil”. El caso de Khalladi, además, ilustra otra limitación por parte de la normativa: “Los inversores de capital y los prestamistas se vieron obligados a asumir riesgos que normalmente no se incluyen en los contratos, como cambios en las leyes, o el riesgo de vender cualquier exceso de producción en la red a un precio mucho menor”.

Otros retos tienen que ver con el funcionamiento de la red eléctrica, casi siempre en manos públicas. Mauduit, responsable de proyectos del banco europeo, apunta a que hay que reforzar la red “para afrontar la variación en la producción energética que se deriva de la fluctuación en la generación de electricidad procedente de fuentes renovables”. Y, pese a que algunas normas como la ley de energías renovables de Marruecos permitan a las compañías energéticas privadas ofrecer electricidad directamente a negocios privados, “estos no están educados en acceder a los proveedores privados”. Asimismo, las normas para “acceder a la infraestructura eléctrica”, la red eléctrica, “varían de país a país”.

En todo caso, estos obstáculos no parecen haber detenido la implantación de fuentes alternativas. Y las reformas en la regulación tampoco parecen detenerse. Nasserdine explica que Egipto permite acuerdos de tarifa regulada —en los que se cede electricidad al sistema, a cambio de una tarifa fija—; y otros “en los que productores privados podrán vender electricidad a clientes privados, a través de la red nacional”. De momento, “más de 40 proyectos” con una potencia de entre 25 y 50 megavatios han sido preseleccionados, y las empresas encargadas de su construcción han firmado acuerdos para repartir el coste de la construcción de infraestructuras entre las autoridades y las empresas. Y, en el caso de Marruecos, la central de Khalladi —que debería empezar a funcionar en 2017— representará tan solo una pequeña parte de la producción eólica del país para ese año: la previsión de Rabat es contar con un capacidad equivalente a un gigavatio a finales de ese año.