El sol de España aún no calienta el sueño de Musk

El dueño de Tesla cree que el país puede ser el motor energético de Europa pero, a pesar del gran crecimiento de la generación, fallan las conexiones

Parque solar en San Roque, Cádiz.
Parque solar en San Roque, Cádiz.Education Images (Universal Images Group via Getty)

“España debería construir un parque solar gigantesco, podría abastecer a toda Europa”, escribió en Twitter Elon Musk a principios de abril, cuando estrenaba primer puesto en la lista Forbes de los más ricos del mundo. Acostumbrados a la euforia tuitera del empresario sudafricano, muchos se tomaron sus comentarios a risa. Pero el presidente del Gobierno, Pedro Sánchez, recogió el guante y en la misma red social le respondió que en España había un plan de inversión en renovables “súper ambicioso” y que este era el momento para entrar. “Ven a verlo”, escribió.

Según Natalia Fabra, que en la Universidad Carlos III de Madrid dirige el grupo de investigación EnergyEcolab, a España le sobran los tres factores que hacen falta para convertirse en exportadora neta de energías renovables: sol, viento y territorio. Desde que el decreto ley para la transición energética de 2018 terminó con distorsiones como el llamado impuesto al sol, el crecimiento ha sido espectacular. Solo las placas fotovoltaicas que se incorporaron para el autoconsumo en 2021 (1,2 GW, según la Unión Española Fotovoltaica) representan más de un 1% de la actual potencia instalada en España (114 GW, con datos de Red Eléctrica del pasado 4 de abril). El año pasado, las renovables batieron récords y llegaron al 46,7% de toda la generación eléctrica nacional.

Para los próximos años, el objetivo es superar con creces los 39 GW que el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima se había fijado como objetivo de potencia fotovoltaica instalada para 2030. Como dice Mario Sánchez-Herrero, miembro fundador de la cooperativa de energía solar ECOOO, “aún estamos en 2022 y España ya tiene 85 GW adicionales de proyectos autorizados por Red Eléctrica solo en plantas fotovoltaicas, sin contar con las de autoconsumo”.

Donde no se están cumpliendo los objetivos es en las interconexiones eléctricas necesarias para vender al resto de Europa los excedentes de una generación renovable que, por ahora, no se puede almacenar. Dentro de la península Ibérica hay una buena integración entre España, Andorra y Portugal, pero la interconexión clave para vender al continente es la que pasa por Francia. El mínimo fijado por la Unión Europea era una interconexión que representara el 10% de la potencia instalada en 2020; y en 2030, el 15%. España no cumplió con el primer objetivo (la interconexión actual permite el paso de 2.800 MW, muy por debajo de los más de 10.000 MW del porcentaje objetivo) y tampoco va a cumplir con el segundo: las ampliaciones planificadas apenas harán llegar el total a 5.000 MW para 2030, un año en el que la potencia instalada será aún mayor debido a la electrificación creciente del sistema energético.

Tras cinco interconexiones soterradas bajo los Pirineos, la que Red Eléctrica está desplegando ahora es marina y llega a Francia a través del golfo de Vizcaya. A cambio de evitar las resistencias políticas que implica un paso por los Pirineos, se incurre en costes que, según Fabra, pueden llegar a multiplicar por dos y hasta por tres el de una interconexión terrestre. Por no hablar de complejidades como el desvío provocado por la fosa marina de Capbreton, con el que no contaban. Del plan inicial, tenerla en operación para 2025, se ha pasado a 2027.

Según el director de operaciones de Red Eléctrica, Tomás Domínguez, el análisis coste beneficio de las interconexiones siempre es positivo, pese a todas sus complejidades. “Permiten un mayor desarrollo de renovables para colocar en el resto de Europa”, dice. No se trata solo del beneficio económico que se produce con la exportación de los megavatios sobrantes, sino de minimizar el efecto intermitencia de estas energías. Si toda Europa estuviera interconectada al 100%, los excedentes de renovables en un país servirían para compensar automáticamente los déficits de otro.

¿Por qué entonces no se están haciendo más obras para ampliarla? Una posible respuesta es cierto desinterés por parte de Francia. “Históricamente, la red de transporte francesa en la zona sur no ha sido la más desarrollada de su sistema”, explica Domínguez. “Para hacer una interconexión, es necesario que dos estén de acuerdo y pongan los medios y los recursos, y eso también requiere tiempo”, añade. Según Sánchez-Herrero, la explicación es tan sencilla como que la eléctrica francesa EDF tiene que amortizar los gigantescos costes de construcción de sus plantas nucleares antes de dar paso a nuevas y más competitivas fuentes de energía del sur.

De ser cierta, la resistencia francesa tendrá que enfrentarse ahora a Bruselas, que ante la crisis energética provocada por la invasión de Ucrania tiene menos paciencia con los países que ponen trabas al desarrollo urgente de alternativas renovables a los hidrocarburos rusos. No es el único factor que podría cambiar drásticamente el terreno de juego en Francia. Según Le Monde, EDF está estudiando unas grietas aparecidas en los sistemas de seguridad de varios de sus reactores nucleares y solo 30, de un total de 56, están ahora funcionando.

Incipiente hidrógeno

Si la interconexión eléctrica es el mecanismo ideal para exportar renovables cuando se generan, la producción de hidrógeno verde es la mejor forma de almacenar sus excedentes para venderlos después. El problema, como dice Fabra, es que la tecnología todavía está en sus primeros pasos y faltan años antes de llegar al nivel de madurez necesario para abastecer a la demanda española. Hasta el momento, la única planta de hidrógeno verde que hay en España está en Lloseta (Mallorca), donde usan electricidad generada con placas fotovoltaicas para separar los átomos de hidrógeno y oxígeno de las moléculas de agua (proceso de electrólisis).

Una vez que madure la tecnología, la variable clave para el hidrógeno vuelve a ser el transporte. Según fuentes del sector, los gasoductos más modernos de Enagás también se pueden usar para el envío de hidrógeno; y en los antiguos, la obra de adaptación es infinitamente menos costosa que construir un hidroducto desde cero. En el plan REPowerEU, con el que la Comisión Europea reaccionó a la invasión rusa, se habla de acelerar la transición hacia el hidrógeno verde, por lo que en el sector esperan nuevos y más ambiciosos objetivos de gasoductos internacionales que valgan también para el hidrógeno. La capacidad total de los dos gasoductos actuales entre Francia y España es de 7.000 millones de metros cúbicos al mes, equivalente a unos siete barcos de gas natural licuado.


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