Introducción.
El Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) español prevé que el gasto energético total de la ciudadanía y de las empresas, en 2030, respecto al de 2019, caerá en un 11,7%, dando por supuesto la viabilidad de las medidas previstas y de su efectividad en el logro de los objetivos previstos.
Pero ni el ritmo actual en la puesta en marcha de medidas fundamentales –autosuficiencia energética, vehículo eléctrico, rehabilitación energética de edificios, expansión de las energías renovables, capacidad de almacenamiento, etc.- están alcanzando el ritmo previsto, no solo en España, sino en la UE en su conjunto o en el total del Planeta, ni la inseguridad geopolítica y logística, ni la volatilidad impredecible de precios que caracterizan las guerras actuales y los graves conflictos geoestratégicos avalan el logro de los objetivos previstos.
Por otro lado, muchas de las medidas necesarias que implican inversiones que el propio PNIEC sitúa en unos 308.000 millones de euros hasta 2030, (nuevas redes, almacenamiento, inversiones de rehabilitación energética y renovación, etc.) van a generar unos incrementos de costes que es difícil que compensen para los demandantes, hasta el 2030, los indudables beneficios de la potenciación de las energías renovables y de la transformación energética y descarbonización de la sociedad. Aunque, es previsible, a más largo plazo, que la situación se revierta si las renovables superan el 80% de penetración, los tipos de interés se sitúan en niveles cercanos al 2%, los costes de mantenimiento y reposición de las principales actuaciones (renovables y almacenamiento) siguen la tendencia a la baja, aunque sea suavemente, y el autoconsumo renovable se mantiene competitivo y alcanza cifras relevantes.
En todo caso, el alza de los costes diferenciales energéticos en la UE ha propiciado que su productividad se haya visto perjudicada respecto a países competidores globales como EEUU o China, lo que lleva a que informes recientes –Draghi (2024)[1]– propongan medidas que permitan abaratar el coste energético, con aspectos importantes, como la necesidad de reducir la burocracia y los costes administrativos que soportan las empresas, aunque con otras más discutibles, como la disminución de la tributación energética.
En todo caso, hay unanimidad en que es necesario intensificar los esfuerzos para reducir los altos precios relativos de la energía, impulsados fundamentalmente por el incremento del precio del petróleo y del gas natural, así como por el papel diferencial de los derechos de emisión de CO2 del mercado europeo ETS (European Union Emissions Trading System), cuya repercusión conjunta y su traslación al precio de la electricidad están teniendo importantes consecuencias negativas en el conjunto de la sociedad y en el tejido empresarial e industrial.
En el anterior artículo nos referíamos a la transición energética española asociada al Pacto Verde Europeo definido por la Comisión Europea, en 1999, a la Declaración de Emergencia Climática del nuevo Gobierno de España, y a las políticas, tanto de la UE como de España –fundamentalmente el borrador existente del PNIEC 2023-2030[2]– que marcaban el inicio de una nueva política dirigida a viabilizar, para 2050, una sociedad con emisiones de gases de efecto invernadero netas nulas y desmaterializada[3]. También señalábamos que el borrador de PNIEC 2023-2030, en su Anexo A (Pág. 443), recogía el Escenario y la evolución prevista de los principales factores exógenos que influyen en el sistema energético y en las emisiones de gases de efecto invernadero, aspectos fundamentales para valorar la posible viabilidad de los objetivos del PNIEC tras los resultados registrados hasta junio de 2024. Cuyo cambio tras la versión final del PNIEC 2023-2030 volvemos a revisar en este artículo en lo que afecta a los potenciales Escenarios previsibles para el precio de la energía en España.
Por otra parte, la Comisión de Energía del Parlamento Europeo ha planteado los elementos que se consideran trascendentales para la UE a medio plazo, al definir un primer borrador de preguntas para la vicepresidenta ejecutiva Teresa Ribera, encargada de “la Transición Justa, Limpia y Competitiva”, a discutir con los partidos políticos, que más allá de las cuestiones genéricas sobre cuál le gustaría que fuera su legado como vicepresidenta, o que nuevas propuestas legislativas tiene previsto presentar, definen las principales preocupaciones que cabe establecer para el sector energético europeo y, por tanto, para España:
- Cómo pretende reducir los precios de la energía y cuáles considera que son los principales impulsores de la volatilidad de los precios de la energía en la UE y qué medidas concretas cree que deberían adoptarse para garantizar que los precios sean competitivos y reactivos al mercado.
- Cómo pretende reducir la dependencia de los combustibles fósiles.
- Si propondrá un nuevo enfoque de las ayudas estatales para el desarrollo del Acuerdo Industrial Limpio, el despliegue de energías renovables, la descarbonización industrial y lograr una capacidad de fabricación europea suficiente de tecnologías limpias que fortalezcan la competitividad de la UE.
- Medidas que propondrá para abordar los desafíos particulares que enfrentan las pymes y las pequeñas empresas de mediana capitalización.
- Si prepara cambios sobre el modelo de precios marginales, que rige el funcionamiento del mercado energético, y que fue puesto en duda durante la crisis de precios de 2022.
En paralelo, hay que señalar que el martes 24 de septiembre, el Consejo de Ministros aprobaba la señalada actualización del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) 2021-2030 al que nos referíamos en el artículo anterior, con la nueva hoja de ruta 2023-2030, para su envío a Bruselas. Documento que deberá ser adaptado en breve para elaborar el borrador de la versión 2025-2030, a presentar en junio del año que viene, donde uno de los problemas más significativos para España será la definición de un nuevo proceso de planificación de las redes de transporte 2025-2030, a propuesta de Red Eléctrica Española (REE), asumiendo importantes inversiones en nueva capacidad, que se pretenden condicionar a que no se incremente la factura de los consumidores por el incremento del coste de las redes.
En ese sentido, hay que señalar la altísima demanda de puntos de conexión a la red (solicitud de punto de acceso, según el argot técnico) para potenciales Data Centers (centro de procesamiento de datos, o CPDs) sin proyecto concreto detrás[4] que se está produciendo en España, con demandas de licencias dirigidas a su futura reventa especulativa. Que se suman a las del orden de 300 solicitudes vivas existentes, que suman unos 27.800 MW en toda España, la mayoría para el vertido de energía renovable, según datos de Red Eléctrica Española (REE), cuya satisfacción podría dar lugar a sobrepasar las necesidades reales, generando exceso de infraestructuras, con el consiguiente incremento de costes para la demanda.
Por otra parte, en el artículo anterior señalábamos que el Informe de la CE “State of the Energy Union Report 2024”[5] establecía que sería necesaria una respuesta política y un cambio radical en los esfuerzos a nivel de la UE y de los Estados miembros, mediante una mayor coordinación, integración de los mercados energéticos y asegurar una acción conjunta de los Estados miembros para lograr controlar los precios energéticos. Y, precisamente, en este artículo nos vamos a centrar en la viabilidad de avanzar en los Objetivos y dinámicas previstas en el definitivo PNIEC 2023-2030, particularmente, en los precios de la energía y dependencia energética. Temas que, como hemos visto, presentan una dimensión central en el Informe de Draghi, al que la Presidenta de la Comisión ha dado particular relevancia para las nuevas políticas de la UE en el período 2024-2029 que ahora se inicia.
Precios de la energía, inflación y desigualdad.
Los precios de la energía obligan a una doble consideración. Por un lado, su evolución en términos absolutos, en cuanto inciden en el encarecimiento de los precios y en el bienestar y desigualdad entre la población. Por otro lado, en términos relativos, comparados con los precios en países que compiten en mercados globales, en cuanto inciden en la productividad y competitividad de los sectores productivos nacionales y, en particular, en las de los exportadores.
Desde la primera perspectiva, los precios de la energía tuvieron una influencia muy elevada en la alta inflación que registró la sociedad europea y española, que alcanzó su máximo en julio de 2022, tras la invasión de Ucrania y las medidas adoptadas contra Rusia, fundamentalmente en los mercados energéticos. Dos años y dos meses después la situación ha tendido a normalizarse relativamente, con una inflación interanual, en septiembre de 2024, en España, del 1,5%, y con una aportación negativa de los costes energéticos a la inflación que, en 2023, ha sido del -16,3%, de promedio[6], habiendo alcanzado su máximo negativo en marzo de 2023, tal y como se aprecia en la Figura siguiente.
Como apreciamos, la incidencia de la energía en la inflación en España a lo largo de este año 2024 está siendo marginal, tanto en su contribución positiva como negativa, normalizando la influencia de la relativa estabilidad de los precios internacionales en los costes energéticos. Y gracias, en gran parte, a la creciente participación de las energías renovables en el consumo energético, pese a que, en agosto de 2024, la aportación negativa de la energía al IPC, que ha sido del -1,5%, es resultado de la reducción de un -6,9% por parte de carburantes y combustibles, debida en buena medida a unos precios del barril de Brent que se situaron por debajo de los 80$/barril, pero con un aumento de un +9,2% de la incidencia del coste de la electricidad, impulsada por un aumento del precio mayorista de la misma del 26% intermensual.
Una segunda consideración de este proceso inflacionario ha sido su repercusión sobre la desigualdad en la UE y en España. La inflación tiene efectos diferenciales sobre los distintos niveles de renta, siendo mucho más negativa sobre los más desfavorecidos, con una mayor propensión al consumo y una mayor sensibilidad a los costes energéticos en su cesta de la compra. En ese sentido cabe destacar que Celasun O. et alt (2022)[7] mostraban cómo en la mayoría de los países europeos los precios más altos de la energía, registrados en mayo de 2022, implicaban una carga mayor a los hogares de bajos ingresos porque gastaban una mayor parte de su presupuesto en electricidad y gas, encontrándose España en la media de lo que sucedía en Europa: del orden de un incremento del 7% para el 20% más pobre, frente a un 5% para el 20% más rico, lo que incide en un incremento de las desigualdades sociales, y pone en valor las políticas fiscales y sociales puestas en marcha en 2022 por parte del Gobierno de coalición español (actualización de pensiones y del salario mínimo, establecimiento del ingreso mínimo vital, ayudas al transporte público y rebajas energéticas, etc.) que han ayudado a minorar el fuerte efecto de la crisis energética sobre el grave problema histórico de las desigualdades en España.
En todo caso, la inflación genera graves problemas de competitividad comparada que, en el caso de la economía española llegó al tercer trimestre de 2022 con el máximo de inflación respecto a las tasas globales o a las tasas de la Eurozona, EEUU, China, Alemania, Francia e Italia, iniciando desde entonces un rápido descenso que tienden a equilibrar su situación respecto al resto del mundo.
De hecho, las previsiones de La Caixa, reflejadas en la Figura anterior, muestran una tendencia a la uniformidad de tasas de inflación para finales de 2025 en la Eurozona y en los principales países europeos, con tasas trimestrales entre el 2,1% -para España- y el 2,5% para Alemania, con una media del 2,4% para la Eurozona. No obstante, los conflictos militares y la geoestrategia de confrontación generan una alta incertidumbre socioeconómica global, a la que se unen la evolución de los tipos de interés, los mercados especulativos de futuros y la relación de tipos de cambio euro/dólar, dando lugar a una marcada incertidumbre a estas previsiones, en un marco de elevada dependencia de los mercados energéticos europeos y españoles.
Precios del petróleo y Escenarios potenciales al 2030.
Con respecto a los precios del petróleo en los mercados internacionales, la Figura siguiente reproduce su evolución, cuya incidencia en Europa y España no es tampoco independiente del tipo de cambio euro/dólar.
Como apreciamos, la invasión rusa de Ucrania llegó a disparar la cotización por encima de los 120 dólares en barril de Brent de referencia europea. Y, pese a las políticas de recorte de oferta de la Organización de Países Productores de Petróleo y sus socios, incluida Rusia (OPEP+), que pretenden mantener el precio del petróleo en el entorno de los 80 $/barril Brent, a 17 de septiembre de 2024 el precio era de 72 $/barril, habiéndose movido en todo 2024 entre algo menos de 70 $/barril y los 90 $/barril de abril de 2024.
En todo caso, los precios del petróleo muestran una gran volatilidad histórica ligada tanto a la aparición de crisis económicas o problemas logísticos, como a factores geopolíticos entre los que los conflictos árabes-israelitas juegan un papel fundamental. Lo que debería conducir a que la Planificación energética tuviera en cuenta Escenarios diferentes para la evolución de estos precios en el medio plazo (2024-2030), así como su incidencia potencial diferencial en la demanda energética y en la inflación.
Proceso no incorporado en la versión final del PNIEC 2023-2030 enviada a la CE, donde, aunque se acepta que el sistema energético español se inscribe dentro de las tendencias y de los mercados energéticos globales, se incorporan como precios finales para el petróleo los recomendados por la Comisión Europea, recogidos en el Cuadro siguiente. Pero, como apreciamos en el mismo, también en el Borrador del PNIEC 2023-2030, de hace nueve meses, se hacía el mismo supuesto con valores muy distintos para las previsiones del precio del barril equivalente de petróleo. Sin embargo, las altas modificaciones introducidas en el precio no han tenido reflejo significativo en las previsiones del PNIEC para 2025 y 2030.
De hecho, no parece que la fuerte reducción de precios producida entre Borrador y documento final (reducción del 21%, en 2025 y del 11% para 2030) haya afectado a las previsiones de demanda de productos petrolíferos de los respectivos documentos, con aumentos de menos del 1%, para 2025, y del 1,2% para 2030, pese a la clara influencia que esta rebaja debería tener, entre otros aspectos, sobre el mantenimiento del uso de vehículos con combustibles fósiles, al reducirse las ventajas comparativas de los vehículos eléctricos.
En todo caso, estas previsiones pueden estar en línea con el hecho de que la OPEC+ prevé un decrecimiento de la demanda diaria de petróleo ya para este año 2024 del 4% y del 2% para 2025, dado el menor crecimiento económico global previsto, la progresiva ampliación del uso de renovables y el papel creciente de los vehículos eléctricos. Pero incluso en momentos de alta tensión por la guerra árabe-israelí (como el reciente ataque de Irán contra Israel en represalia por los asesinatos de los líderes del grupo terrorista Hezbolá y el inicio de la invasión terrestre en Líbano), el 1 de octubre la OPEP+ decidió mantener su decisión de incrementar la producción a partir de diciembre, para atender a la mayor demanda de invierno, lo que redujo el repunte de los precios del crudo en los mercados internacionales, manteniendo estos por debajo de los 75 $/barril[8].
Es bueno recordar que, en las multinacionales de los combustibles fósiles, la aceptación del necesario abandono, para frenar el calentamiento global, de grandes volúmenes de sus reservas en carbón, petróleo o gas, no es precisamente pacífica ni se está produciendo a la velocidad necesaria para reducir sus emisiones, dado que la demanda mundial de los mismos sigue siendo creciente. Y que la viabilidad del “fracking” que convierte a EEUU en el mayor productor energético mundial sólo se produce de forma relevante por encima de los 60 $/barril Brent (precio mínimo que les interesa mantener), y es explosiva si se superan los 100 $/barril Brent, precio claramente superado en 2022 tras las medidas adoptadas frente a la invasión rusa de Ucrania, que favoreció un fuerte aumento de la producción estadounidense.
En este marco, una posición prudente para las previsiones del PNIEC hasta el 2030 sería la consideración de dos Escenarios adicionales –y sus potenciales consecuencias en España- para precios del barril de Brent entre 60 y 90 €/barril respectivamente, acordes con el hecho de que, en la actualidad, tanto los gobiernos como las empresas no están siguiendo políticas significativas para reducir la incidencia de los combustibles fósiles[9] y la participación de los vehículos con motor de combustión sigue siendo muy mayoritaria en los parques de vehículos mundiales, con una incidencia de vehículos eléctricos y una implantación global de renovables en la generación eléctrica mundial muy inferior a lo inicialmente previsto.
Precios del gas y Escenarios potenciales al 2030.
Con respecto al gas natural la evolución de sus precios se recoge en la Figura siguiente, donde se aprecia los fuertes incrementos registrados en 2022 por las incidencias de la guerra de Rusia/Ucrania sobre un mercado que se había caracterizado por una cierta estabilidad hasta esas fechas.
Como apreciamos, la invasión rusa de Ucrania y las restricciones a la importación de gas ruso llegaron a disparar la cotización hasta los 240 €/Mwh. Aunque, a mediados de 2024 ya se había reducido a unos 34 €/Mwh.
En todo caso, los precios del gas han mostrado, históricamente, una menor volatilidad que los precios del petróleo hasta que el conflicto ruso-ucranio ha obligado a diversificar las fuentes de suministro y potenciar el transporte de gas licuado desde fuentes muy distantes y con condiciones de mercado muy diferentes[10]. Lo que, nuevamente, debería conducir a que la Planificación energética tuviera en cuenta Escenarios diferentes para la evolución de estos precios en el medio plazo (2024-2030), así como su incidencia diferencial en la demanda energética, en el coste de la electricidad y en la inflación.
Cosa que no se realiza en la versión final del PNIEC 2023-2030 enviada a la CE, donde, aunque se acepta que el sistema energético español se inscribe dentro de las tendencias y de los mercados energéticos globales, se incorporan como precios finales para el gas los recomendados por la Comisión Europea, recogidos en el Cuadro siguiente. Pero también en el Borrador del PNIEC 2023-2030, de hace nueve meses, se hacía el mismo supuesto con valores muy distintos para las previsiones del precio del gas, tal y como apreciamos en el Cuadro siguiente. Y, sin embargo, sin reflejo significativo en las previsiones de demanda de gas para 2025 y 2030.
De hecho, no parece que la fuerte reducción de precios producida entre Borrador y documento final (reducción del 35%, en 2025 y del 27% para 2030) haya afectado a las previsiones de demanda de gas de los respectivos documentos, con aumentos insignificantes para 2025 e incluso una reducción del 4% para 2030, pese a la clara influencia que esta rebaja debería tener sobre el mantenimiento de calderas de gas y sobre el aumento de competitividad del gas como fuente de generación eléctrica.
Lo que, nuevamente, nos lleva a señalar que una posición prudente para las previsiones hasta el 2030 sería la consideración de dos Escenarios adicionales –y sus potenciales consecuencias en España- para precios del Gas de 30 y 70 €/Mwh respectivamente, acordes con el hecho de la grave inseguridad existente sobre fuentes de abastecimiento barato de gas para la UE y España, los sucesivos problemas planteados con la logística del transporte de gas licuado y la inestabilidad en diversos países suministradores de este producto.
No hay que olvidar que, en 2019, como apreciábamos en la Figura 3, el gas estaba en el entorno de los 20 €/MWh y el futuro para 2020 cotizaba a unos 15 €/MWh en el mercado de referencia europea (TTF). Con este precio del gas, el precio medio anual de la electricidad en el mercado diario ibérico fue algo inferior a los 48 €/MWh. Sin embargo, a 16 de septiembre de 2024, el precio del gas se situaba en 34 €/MWh, cerca del doble del de 2019 y sin perspectivas de que pueda reducirse en mucha mayor medida[1], lo que hace complicado que, con el actual sistema marginalista de fijación de precios de la electricidad ésta pueda situarse por debajo de los precios de 2019 para 2030, como veremos que prevé el nuevo PNIEC.
Aunque en 2022 España ya disponía de plantas regasificadoras que han asegurado la independencia relativa de los suministradores de gas natural en la difícil coyuntura registrada en la UE, no dejó de sufrir las consecuencias de un incremento progresivo de los precios energéticos, y en particular del gas, con una fuerte influencia en el alza del precio de la electricidad, consecuencia del citado proceso marginalista de fijación del mismo, que el Gobierno de coalición español cuestionó, sin éxito, pese a que había llevado la inflación española y europea a cotas no registradas desde los años ochenta del siglo XX.
La dependencia española de los combustibles fósiles.
España es uno de los países de la Unión Europea en el que repercute en mayor medida la variación de los precios del petróleo y del gas, como consecuencia de la fuerte dependencia exterior de su consumo. Situación que hace que, precisamente, el objetivo de reducción de la dependencia energética sea uno de los fundamentales del nuevo PNIEC 2023-2030, pretendiendo que, con las acciones incorporadas, ésta se reduzca del 73% registrado en 2019, al 50% para 2030. Reducción que, por ahora, no tiende a cumplir la evolución detectada, ni las modificaciones introducidas en el PNIEC final mejoran las previsiones establecidas en el Borrador de hace nueve meses.
Como apreciamos, se mantiene un improbable incremento de la producción de energías renovables de 2023 a 2025, de 3305 ktep/año, cuando entre 2020 y 2023 la media ha sido de 1.085 ktep/año, lo que dificultará la consecución de la disminución de la dependencia energética para los niveles previstos en 2025 (61% tanto en el documento final como en el Borrador) pese a que la demanda primaria total se prevé que se reduzca en una improbable cantidad de 1.629 ktep/año, frente al incremento de dicha demanda de 1.606 ktep/año entre el año 2020 y el 2023.
Gran parte de la mejora prevista en la dependencia energética se asocia con previsiones de ahorro energético directamente trasladados de los objetivos de ahorro energético establecidos por la Directiva de Eficiencia Energética Europea que exige alcanzar ahorros anuales en términos de energía final, respecto a la media del consumo de los años 2016 a 2018, del 1,3% en 2024 y 2025, del 1,5% en 2026 y 2027 y del 1,9% en 2028, 2029 y 2030. Objetivos que habrá que esperar a finales de 2024 para valorar su grado de cumplimiento, pero sobre la que la dinámica recogida en el Balance Energético Provisional de 2023 no permite ser optimistas.
Un segundo aspecto fundamental ligado a la dependencia energética y a los precios esperables para la energía, es la seguridad de suministro asociada a las fuentes de las que se importa la energía y a la seguridad de la logística del transporte desde las mismas. El Cuadro siguiente muestra la tipología de países y la dinámica de cambio de fuentes de suministro que caracterizan esa dependencia, constatando que, de hecho, se ha reducido fuertemente la dependencia de los países integrados en la OPEP+, aunque Argelia, Nigeria y Rusia siguen teniendo un fuerte peso, muy acrecentado en el caso del gas, donde solo en el caso de EEUU, gracias al fracking convertido en rentable por los precios derivados de las medidas asociadas a la invasión de Ucrania, se compensa significativamente esa dependencia, aunque a un coste medio superior.
En todo caso, esta fuerte dependencia energética y la incapacidad de influir en los precios de la energía de los mercados globales, explican que el coste de la energía en estos, así como el tipo de intercambio euro/dólar, sean factores determinantes en la fijación del precio de la energía en España, hasta la actualidad, aunque con una esperable tendencia decreciente por el auge de las energías renovables. Pero, si bien se están creando energías renovables más baratas, se necesitarán años para generar un cambio estructural[12] en el sistema energético español.
Electricidad, renovables y consumo final de energía en el PNIEC 2023-2030.
El Consejo Europeo del 24 y 25 de marzo de 2022, después de un debate intenso, aprobó la denominada excepción ibérica, es decir la posibilidad de que España y Portugal, por considerarse una isla energética por su baja interconexion y no generar distorsiones en el mercado, pudieran poner durante 12 meses, desde abril de 2022, límites a los precios del gas para la generación de electricidad (empezando con 40 € MW/h, con una media de 50 € MW/h en el periodo de aplicación de la medida). Esta propuesta, validada por la Comisión Europea, buscaba ajustar mejor el precio de la luz en el mercado mayorista, sin que se considerara subvención al gas, o alterara los incentivos a las energías renovables.
El resultado fue una variación significativa en las dinámicas relativas de los precios medios de la electricidad entre la UE y España, tal y como se aprecia en la Figura siguiente.
Otro factor relevante en la evolución del precio ha sido el papel de las renovables en el mix energético. En ese sentido cabe señalar que la generación de electricidad con fuentes renovables en toda la UE está creciendo muy significativamente[13]. Y que la reducción registrada respecto a los precios de la electricidad para los hogares en comparación con 2022, ha venido propiciada por los precios más bajos del gas, por la reducción de la demanda energética y por una mayor capacidad de energías renovables rentables, lo que ha llevado a que los precios de la electricidad industrial en 2023 en España (incluidos los impuestos) fueron del orden de un 20% más bajos en España que la media de la UE.
Esta dinámica está directamente ligada a la evolución de la estructura de la potencia de generación instalada. Evolución que, en el caso de España, ha registrado un crecimiento muy significativo, tal y como apreciamos en el Cuadro siguiente, donde se recogen las previsiones del Borrador y del documento final del PNIEC 2023-2030 hasta el 2030 con los valores correspondientes a 2019, 2020 y 2023 (ofrecidos por Red Eléctrica Española[14]).
Aunque la evolución desde 2020 es muy satisfactoria, los datos proporcionados por Red Eléctrica Española para 2023 muestran valores que permiten comprobar las dificultades de lograr los objetivos establecidos en eólicas y fotovoltaicas para 2025, fundamentalmente. De hecho, de seguir la media de incremento de potencia del período 2020-2023 (5.668 MW/año) en 2025, previamente a la nueva revisión del PNIEC, nos encontraríamos con 136.943 MW de potencia bruta, un 13% por debajo de la previsión para ese año del Borrador, y un 4% por debajo de la nueva potencia instalada corregida en el documento final, que es ahora más viable.
En este sentido, la comparación de los consumos finales de energía entre la versión definitiva y el Borrador de PNIEC 2023-2030 en lo que hace referencia a Electricidad, Energías renovables y Total de Consumo final eléctrico, se aprecia en el Cuadro siguiente.
Como apreciamos, se prevé un mayor Consumo final, lo que es coherente con las mejores previsiones de crecimiento económico existentes para España, pero ni la electricidad ni las energías renovables parecen incrementar su participación en ese Consumo final respecto a lo previsto en el Borrador del mismo PNIEC de hace nueve meses, donde la previsión de ese crecimiento era muy inferior. Para 2025 se mantiene prácticamente el peso de la electricidad entre Borrador y nuevo PNIEC en el entorno del 25%; y para 2030 sólo se incrementa del 29,1% al 30,5% al pasar del Borrador al PNIEC final. Y en cuanto a la participación de las energías renovables, en 2025 se mantiene en el entorno del 9%, y en 2030 del 12%, sin diferencias significativas entre Borrador y PNIEC final. No obstante, para el porcentaje de generación renovable en el sector eléctrico se prevé un incremento de 44 puntos porcentuales entre 2019 y 2030, pasando del 37 % en 2019 al 81% en el año 2030. La disponibilidad de conexión a redes y la evolución relativa de los costes de instalación condicionarán, en todo caso, el logro de estos objetivos.
La viabilidad de las políticas precisas para reducir los precios de la energía.
Desde la perspectiva de la incidencia de los precios de la energía en la producción, existe una cierta unanimidad en que es necesario conseguir en la economía europea y española una mayor productividad que sólo se conseguirá con una energía más barata, con precios equivalentes a los de los principales competidores internacionales, lo que, a su vez, exige un sistema energético poco dependiente del exterior.
Distintos informes vienen mostrando que España presenta ventajas comparativas respecto a la Europa Central, tanto en la generación de energía solar (entre un 20 y un 25% más económica que en Europa Central) como en eólica onshore (entre un 5 y un 10%), además de una alta capacidad de almacenamiento de energía hidroeléctrica de bombeo, aunque el progresivo estrés hídrico ligado al calentamiento global limite la cantidad final de este proceso de almacenamiento en ciertas cuencas hidrográficas.
No obstante, se necesita una fuerte capacidad de almacenamiento adicional para viabilizar las ventajas comparativas derivadas de las renovables en los costos de energía, para 2030, y adecuar las redes eléctricas a las conexiones precisas para viabilizar lo antes posible las instalaciones renovables más rentables y la asignación óptima de éstas a los consumos más eficientes[15], a la vez que potenciar, en la mayor medida posible el autoconsumo, facilitando el vertido de excedentes a la red en términos rentables también para el pequeño productor.
En todo caso, como se ha señalado anteriormente, deben considerarse Escenarios –y medidas de respuesta- en los que el costo de suministro de electricidad podría aumentar si lo hacen los costos de las energías fósiles importadas (en particular el del gas); o los costes de las tecnologías de almacenamiento, como las baterías, no disminuyen como se espera; o que los costes de las redes precisas superen lo necesario para viabilizar el equilibrio óptimo oferta/demanda. En ese sentido, las conexiones eléctricas con Francia son una prioridad para España que hay que lograr que imponga la UE como prioridad para ambos países.
Por otro lado, la UE tiene un sistema de comercio de emisiones de carbono desde hace casi 20 años, que ha contribuido activamente a frenar las emisiones de carbona, pero que también ha contribuido a que los precios de la electricidad sean más altos (aunque muy variable en el tiempo, cada tonelada de carbono representa alrededor de 60 euros) y a que la competitividad de las empresas haya disminuido internacionalmente frente a productores similares no sometidos a estos costes.
Cabe señalar que también en este aspecto el PNIEC considera que los derechos de emisión de CO2 comercializados en el sistema de mercado europeo, es una variable exógena, definida por la UE[16], incorporando un valor de 82,8 €/tCO2 para 2025 y 2030, frente a la media de 22,8 €/tCO2 registrada en 2020.
Recomendación que mantiene una situación de desventaja comparativa respecto a producciones competidoras internacionales, si bien ha conseguido avances significativos en la desaparición de procesos fuertemente incidentes en el calentamiento global como las centrales térmicas de carbón (difícilmente rentables con el precio de 82,8 €/tCO2)[17].
En todo caso, los Escenarios posibles dependen de la evolución de los precios de las alternativas de oferta energética que, a su vez, van a depender muy directamente de las políticas estratégicas de los distintos agentes intervinientes en el proceso (gobiernos, multinacionales energéticas, especuladores, transportistas, etc.). Y también, por supuesto, de las inversiones en la red eléctrica para viabilizar las conexiones de las renovables. Así como de las necesarias para asegurar la accesibilidad y costes de las materias primas fundamentales para hacer viable, tanto el incremento de la oferta de energías renovables, como soluciones eléctricas a la movilidad, al almacenamiento energético, a la rehabilitación energética de los edificios, o a desarrollar alternativas para el calentamiento de fábricas, hogares o invernaderos agrícolas que son, en la actualidad, fuentes significativas del consumo energético de energías fósiles. Pero también, como se propone en el Informe de Draghi (2024) señalado[18], renovables que estén desacopladas del precio marginal para llegar al consumidor a precios bajos que liberen renta disponible y favorezcan la competitividad empresarial.
Por otro lado, las Ayudas de Estado son imprescindibles para lograr incentivar unas inversiones privadas para conseguir objetivos de interés general, ya que sólo se realizarán estas inversiones si los que las hacen obtienen un retorno financiero, necesariamente condicionado por los tipos de interés del dinero y por las tasas de retorno alternativas en otras áreas de inversión, en la actualidad situadas por encima del 7,5%. De los 308.000 millones de euros que se prevén invertir en el PNIEC 2023-2030, un 18% sería inversión pública (con un 13% proveniente de fondos europeos) y un 82% corresponden a inversión privada, que implica un coste anual aproximado cercano a los 23.000 millones de euros, si bien la actual tendencia a la bajada en los tipos de interés del Banco Central Europeo, tendrán un efecto reductor de esta cifra.
Por último, la Comisión, Parlamento y Consejo europeo inauguran una nueva época con un balance político y unos condicionantes externos muy dependientes de lo que suceda en las elecciones de EEUU, de la dinámica de las guerras y equilibrios geoestratégicos y su influencia en los precios de la energía que, probablemente obliguen a modificar las pautas del Pacto Verde Europeo 2019-2024 y de la Estrategia de Descarbonización de la Economía, al menos a corto y medio plazo.
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[1] Draghi (2024). “The future of European competitiveness”. Part B. 1. Energy. Págs. 4 a 43. https://commission.europa.eu/topics/strengthening-european-competitiveness/eu-competitiveness-looking-ahead_en#paragraph_47059
[2] Borrador recogido en https://energia.gob.es/es-es/Participacion/Paginas/DetalleParticipacionPublica.aspx?k=607 modificado por la versión definitiva del PNIEC 2023-2030, de 24 de septiembre de 2024: https://www.miteco.gob.es/content/dam/miteco/es/energia/files-1/pniec-2023-2030/PNIEC_2024_240924.pdf
[3] Fuente: MITERD (2020). “Estrategia de Descarbonización a largo plazo 2050 (EDLP2050)”. https://www.miteco.gob.es/es/prensa/documentoelp_tcm30-516109.pdf
[4] Se estiman entre 10.000 y 11.000 megavatios (MW) de peticiones de acceso de los CPDs cuando consolidados solo existen proyectos reales de 600 MW hasta 2026 y de 1.200 MW hasta 2030, frente a los del orden de 200 MW que tiene España en estos momentos.
[5] https://energy.ec.europa.eu/document/download/bd3e3460-2406-47a1-aa2e-c0a0ba52a75a_en?filename=State%20of%20the%20Energy%20Union%20Report%202024.pdf
[6] En esta influencia negativa de la energía, la electricidad ha colaborado con una variación interanual promedio, en 2023, del -36,8% y los carburantes y combustibles en un -5,1%.
[7] https://www.imf.org/en/Blogs/Articles/2022/08/03/how-europe-can-protect-the-poor-from-surging-energy-prices
[8] Aunque la OPEP+ ha perdido parte de su capacidad de influencia en el mercado debido al creciente aumento de la producción y de las exportaciones de Estados Unidos, favorecidas por los niveles de precios alcanzados tras la invasión de Rusia y las medidas puestas en marcha contra sus exportaciones de gas, la OPEP+ ha mantenido sus planes para elevar el bombeo de crudo en 180.000 barriles de cara al invierno, lo que ha estabilizado relativamente el alza de precios.
[9] Estaban vigentes más de 7 billones de dólares en subsidios mundiales a los combustibles fósiles en 2022 e inversiones de las 20 mayores empresas de combustibles fósiles por más de 932 mil millones de dólares en el desarrollo de nuevos yacimientos de petróleo y gas para finales de 2030.
[10] Se ha pasado del barato gas ruso al costoso gas natural licuado. Los contratos estables con Rusia a largo plazo, ligados al suministro por gasoducto de Moscú, se han tenido que sustituir por gas natural licuado (GNL), necesariamente más caro por el coste de los procesos de licuación, transporte y deslicuación, cuyos barcos de transporte pueden cambiar de puerto de destino atendiendo a la coyuntura del mercado, abasteciendo al mejor postor.
[11] El desmesurado incremento de precios registrados en 2022 generó fuertes inversiones de incremento de la oferta –significativamente en el campo del fracking en EEUU- que, en muchos casos, dejan de ser rentables a los precios actuales.
[12] Si bien las instalaciones renovables están en auge, no permitirán que Europa reduzca estructuralmente sus costos de electricidad antes de 2035. Y se destaca que la estructura fragmentada y envejecida de las redes eléctricas europeas hace que sea más difícil aprovechar los beneficios en términos de costo de la energía renovable, que con demasiada frecuencia no puede llegar a donde se necesita, o donde se puede almacenar para su uso futuro.
[13] Según Eurelectric, en el primer semestre de 2024, las energías renovables representaron más del 50% de toda la generación eléctrica en Europa, mientras que la nuclear aportó una cuota estable del 24%. https://electricity-data.eurelectric.org/electricity-price.html
[14] https://www.sistemaelectrico-ree.es/informe-del-sistema-electrico/generacion/potencia-instalada
[15] No se puede olvidar que el hidrógeno verde sigue siendo entre dos y cinco veces más costoso que las opciones fósiles convencionales, y que los biocombustibles siguen siendo más del doble de caros que sus alternativas fósiles.
[16] “Recommended parameters for repor1ng on GHG projec1ons in 2025”, Comisión Europea, marzo 2024
[17] En España, el PNIEC estima que el cierre total del carbón podría darse en torno al año 2025, dentro del marco temporal de la aplicación del Fondo de Transición Justa (2021-2027).
[18] El Informe muestra que, en el mercado único de la UE, el gas natural determina el precio durante una proporción mucho mayor de horas de la parte que proporciona al mix eléctrico. El gas natural fue el factor determinante del precio el 63% del tiempo en 2022 (cerca del 90%, en España), a pesar de representar solo el 20% del mix eléctrico en la generación eléctrica (cerca del 35%, en España). Draghi (2024). “The future of European competitiveness”. Part B. 1. Energy. Págs. 9 y 10. https://commission.europa.eu/topics/strengthening-european-competitiveness/eu-competitiveness-looking-ahead_en#paragraph_47059
