La nueva planificación 2025-2030 y actualizar la normativa de un autoconsumo en horas bajas, entre las prioridades de Transición Ecológica en energía para 2025
El Gobierno lanzará en 2025 un “seguro” para evitar situaciones de estrés en el sistema eléctrico
Reactivar un autoconsumo en horas bajas y hacer realidad el despliegue de las nuevas redes eléctricas con una nueva planificación hasta 2030 figuran entre las tareas clave que va a afrontar en los próximos meses la nueva vicepresidenta tercera y ministra para la Transición Ecológica, Sara Aagesen.
Tras unas primeras semanas al frente del ministerio marcadas por la conmoción de la DANA de Valencia, a la anterior secretaria de Estado de Energía le espera una agenda energética apretada para el nuevo curso. 2024 ha sido un año de cierto parón en este departamento, primero por las elecciones europeas de junio (con Teresa Ribera como cabeza de lista del PSOE) y luego por el compás de espera de la antecesora de Aagesen hasta convertirse en vicepresidenta ejecutiva de la Comisión Europea.
Lo más inmediato sobre la mesa del ministerio es la aprobación del borrador de la nueva planificación de la red eléctrica 2025-2030, en la que lleva meses trabajando el operador del sistema, Red Eléctrica. Transición Ecológica, que inició su tramitación la víspera de la Nochebuena de 2023, va a sacar a consulta la propuesta en breve, posiblemente en enero.
Esta planificación tiene que estar aprobada antes de que acabe 2025 y establecerá las necesidades de desarrollo de la red de transporte hasta el final de la década. Será clave para hacer realidad los objetivos de la nueva actualización del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC), con más de 300.000 millones de euros de inversión asociada, y que se remitió a Bruselas en septiembre.
Como apunta Alejandro Labanda, director de Transición Ecológica de la consultora beBartlet, la nueva planificación “previsiblemente va a generar bastante ruido a nivel político y empresarial”. Ya lo hubo con la actual (2021-2026) y “siempre habrá comunidades autónomas que se sientan agraviadas y empresas que se quejen por no haber entrado”.
El PNIEC contiene metas muy ambiciosas de renovables, producción de hidrógeno o almacenamiento y de electrificación de la economía y para ello las redes serán esenciales. Para la planificación que se va a aprobar ahora van a entrar en juego la expansión del hidrógeno verde y los famosos centros de datos “y hasta qué punto queremos albergar este tipo de industrias”, apunta este experto.
Una de las opciones que se barajan es que el ministerio ponga en marcha un sistema de subastas para ordenar la conexión a la red de estos centros, que ya han sido vetados por algún ayuntamiento, como el de Lleida, por su elevado consumo de agua y energía. El nuevo PNIEC, un documento de más de 700 páginas, dedica a estas instalaciones apenas una línea al señalar que “se promoverá un marco regulatorio que impulse y ordene la instalación sostenible”.
En este contexto, es previsible que el Gobierno revise al alza los límites a la inversión en transporte y distribución que el sector lleva años reclamando, en un ejercicio en el que deberá estar en vigor la nueva circular de retribución de las redes. Esta tarea corresponde a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) o la anunciada Comisión Nacional de la Energía (CNE), cuya creación se está retrasando por la precaria aritmética parlamentaria en el Congreso. Cuando se aprobó el proyecto de ley de recuperación de la CNE, en febrero, Ribera confió en que estuviera lista a finales de 2024.
De cara a esa nueva circular de las redes, en octubre Transición ecológica publicó unas inusuales “orientaciones” a la CNMC, por específicas, sobre cómo debe calcularse la tasa de retribución de las redes, que estaban totalmente en línea con las peticiones de las empresas.
Entre lo más relevante del nuevo curso también va a estar la esperada nueva normativa de autoconsumo, que en los despachos de Transición Ecológica esperan que esté en vigor en torno a mediados de año.
En octubre, el ministerio sacó a consulta previa un proyecto de Real Decreto por el que se regulan las condiciones administrativas, técnicas y económicas de esta solución energética, que lleva meses de capa caída. Tras el boom que vivió durante la crisis de precios de 2021 y 2022, a cierre del tercer trimestre el autoconsumo registró una caída del 15% con respecto a los nueve primeros meses de 2023, fundamentalmente en el sector industrial (-22%) pero también en el residencial (-5%) y en el comercial (-1%), de acuerdo con las estimaciones de la asociación sectorial Unef. Empresas del sector como Holaluz o EiDF, entre otras, llevan meses en serias dificultades.
En el sector hay expectación ante el grado de ambición de la reforma. La normativa actual está pensada sobre todo para instalaciones individuales de autoconsumo. Las directivas europeas apuestan por ir más allá y desarrollar vías para compartir energía, dar otro tratamiento de los excedentes, fomentar las instalaciones colectivas o impulsar las comunidades energéticas.
Y está por ver si se permite compartir autoconsumo a más distancia que los 2 kilómetros que actualmente se permiten, como ocurre en otros países europeos. Algunos permiten incluso el autoconsumo colectivo mientras se trate de instalaciones y consumidores conectados a la misma red de baja o media tensión, con independencia de la distancia.
En el ministerio de Aagesen sitúan como “una de las prioridades de la agenda regulatoria” la nueva normativa para impulsar un mercado de capacidad. Se trata de una suerte de “seguro” antiapagones que se va a poner en marcha el próximo ejercicio, con la expectativa de lanzar la primera subasta a principios de año.
Será una de las vías para impulsar el almacenamiento, cuya regulación todavía debe completarse. En España, según la Hoja de ruta de Almacenamiento, hay más de 8 GW de capacidad para guardar electricidad (la gran mayoría, 6,5 GW, es bombeo hidroeléctrico), y el PNIEC marca el ambicioso objetivo de alcanzar los 22 GW para 2030.
Una parte será a través de baterías, cuyo despliegue, como señala un reciente informe de ONE, “está encontrando más obstáculos que en otros países europeos”. Para poder sumar los casi 14 GW de almacenamiento necesarios para cumplir los objetivos del PNIEC, “aún queda mucho por hacer”.
Que España pueda almacenar más energía es clave por la escasa interconexión con Francia, que condiciona el despliegue de las renovables. El almacenamiento energético ayuda a aliviar la congestión de la red en los momentos de mayor oferta de energía, guardando el excedente y liberándolo en las horas de menor generación renovable, permitiendo consolidar la sustitución de combustibles fósiles.
Con ello, se podrá aumentar el proceso de electrificación, que en España avanza a un ritmo mucho más lento que el despliegue renovable. La electricidad todavía tiene un peso de sólo un 22% en el mix energético nacional. La reducida implementación de bombas de calor, la baja penetración del vehículo eléctrico y el aún escaso uso de electricidad en procesos industriales llevan a momentos en los que se genera más energía renovable de la que se consume. El resultado son los denominados vertidos de energía, que en 2023 alcanzaron un 1,18% de la energía renovable total producida en España, según datos de la asociación de reguladores europea ACER.
Entre los temas pendientes está también la elaboración de una nueva Estrategia de Pobreza Energética para sustituir a la existente hasta ahora (2019-2024); a aprobación de la orden ministerial que deberá fijar las condiciones para llevar a cabo las primeras subastas de eólica marina en España, y la transposición de varias normativas europeas. Entre ellas, la del conocido como paquete del gas (clave para el despliegue de los gases renovables), y la directiva de renovables conocida como Red III, que aumenta el compromiso de los Estados miembros para 2030 respecto de la cuota de energía del consumo final bruto procedente de fuentes limpias de un 32% a un 42,5%. Para transponer esta última hay de plazo hasta el 21 de mayo.
Entre sus novedades está la obligación de elaborar planes que señalen las “zonas de aceleración renovable” para uno o más tipos de fuentes de energía limpia en las que se aligerarán los trámites: silencio positivo si no hay respuesta de la Administración, un trámite ambiental mucho más sencillo y plazos más reducidos. Su traslado al ordenamiento jurídico español “va a tener especial incidencia en el hidrógeno y el transporte”, opina Labanda.
