Fuente: Invertia
Todavía quedan por aclarar muchas de las incógnitas que rodean las causas del apagón total que sufrió la Península Ibérica y parte de Francia este lunes 28 de abril. Pero lo que sí se puede decir es que se le han visto las costuras.
Un posible exceso de fotovoltaica, falta de baterías, un mercado mayorista de electricidad con una fijación de precios basado en un sistema marginalista o una red de transporte y distribución sin modernizar son solo algunos de los elementos que se cuestionan tras el incidente.
Precisamente son temas que sobrevuelan el sector energético en España mientras el presidente del Gobierno, Pedro Sánchez, ha convocado a una reunión en La Moncloa a la presidenta de Red Eléctrica, Beatriz Corredor, y a representantes de Iberdrola, Endesa, EDP, Acciona Energía y Naturgy, por el apagón.
Antes de poner en cuestión el sistema eléctrico español, habría que conocer las causas que hicieron tambalearse a toda la infraestructura de un país en menos de cinco segundos. Solo se sabe que a las 12.33 horas del lunes, “desaparecieron súbitamente” 15 gigavatios (GW) de la red eléctrica, el equivalente al 60% de la energía que se estaba consumiendo en ese momento.
El avance renovable
En los últimos años España ha ido modernizando su parque de generación para adaptarlo a los requerimientos del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC). En estos momentos, el 66% del parque generador está basado en fuentes renovables. Bien sea eólica, fotovoltaica u otros sistemas similares.
De hecho, el mayor avance se ha producido en la energía solar que cuenta con algo más de 32.000 MW de potencia instalada.
Falta de baterías
El crecimiento acelerado de la energía solar es el camino para la transición energética, pero también supone desafíos en la estabilidad del sistema eléctrico, por eso las baterías o los sistemas de almacenamiento energético se postulan como un complemento necesario.
De hecho, las solicitudes para conseguir un punto de acceso para demandar electricidad se han disparado en los últimos tiempos, pero hay un cuello de botella para poder hacerse con uno: las redes eléctricas. A principios de este año, había unos 7 GW de solicitudes de almacenamiento, pero entre la falta de puntos de acceso y sin mecanismos de capacidad, no terminaba de materializarse como alternativa a otras tecnologías.
Una infraestructura sin modernizar
El sector eléctrico español lleva años clamando en el desierto para que se aumente la inversión en redes. Ya en abril pasado, durante su participación el Wake Up! Spain 2024, hubo unanimidad en el sector eléctrico, sobre los problemas que habría si no se ampliaba la inversión en redes de distribución.
“En esta transición energética, se ha apostado mucho por desarrollar la oferta, especialmente con parques renovables, pero ahora hay que dar respuesta a la demanda, la infraestructura hay que mejorarla”.
“Con una estimación de que la demanda mundial de electricidad se duplique para 2050, la inversión en redes, tanto de transporte como de distribución, generación y almacenamiento es más urgente que nunca para atender la creciente demanda”, afirmó por su parte la semana pasada el presidente del Grupo Iberdrola, Ignacio Galán, en la Cumbre de la Agencia Internacional de la Energía (AIE) sobre el Futuro de la Seguridad Energética.
La Agencia Internacional de la Energía (AIE) señaló recientemente que los Gobiernos deben tomarse en serio la inversión en redes eléctricas: “Los responsables políticos deben sopesar los mayores costes iniciales de unas infraestructuras más resilientes frente a los beneficios que supone la reducción de las interrupciones en el suministro energético”.
Alta fiscalidad y fijación de precios
Desde que comenzó la crisis energética con la invasión rusa en Ucrania, se abrió el debate sobre si el sistema de fijación de los precios de la electricidad en toda la Unión Europea, caracterizado por ser marginalista, era el más apropiado ante un mix que está virando a una mayor presencia de las energías renovables frente a las tradicionales (gas, carbón o nuclear).
El sistema de mercado marginalista funciona basándose en el principio de que el precio de la energía se fija por el coste de la última central en entrar a generar. Eso es el precio marginal. Este sistema busca optimizar el uso de la energía y, en teoría, asegurar un precio justo para todos los participantes. Sin embargo, cuando hay mucha generación fotovoltaica, expulsa del mercado a otras tecnologías más caras como los ciclos combinados.
En el caso de la nuclear, con el aumento de la generación renovable, las centrales han estado parando por falta de rentabilidad. Y principalmente el sector nuclear acusa ese encarecimiento a soportar una fiscalidad muy alta. Las principales cargas fiscales del parque nuclear son la Tasa Enresa, el Impuesto sobre el Valor de la Producción de Energía Eléctrica (IVPEE) y el impuesto por la producción del combustible nuclear gastado.
Pero también se incluyen las ecotasas impuestas por las comunidades autónomas, la tasa de la Guardia Civil, la del Consejo de Seguridad Nuclear (CSN), el IBI (impuesto de bienes inmuebles), el IAE (de la agencia tributaria) y los propios de operación en el sector.