El año 2030 se proyecta como el año de los objetivos. Hasta hace poco, la Unión Europea confirmó la meta del 45% de renovables para finales de la década. La Comisión Europea aumentó sustancialmente los objetivos solares para ese mismo año a 740 GW. Un poco más cerca, previsiones de la Unión Española Fotovoltaica (UNEF), estimaron que España podría alcanzar los 30 GW de autoconsumo solar para final de la década. Mientras que la Asociación Empresarial Eólica (AEE) reconoció que el sector eólico en general podría duplicar y rondar los 67.000 puestos de trabajo en ese mismo espacio de tiempo.

Y como estas, muchas previsiones, estudios y apuestas se han ido desarrollando a lo largo de los últimos años en los que el ‘boom’ de las energías renovables ha estado impulsado por la incertidumbre. La seguridad energética no pende de un hilo, o no por ahora, pero tampoco está en su mejor momento.

Sin embargo, aunque las previsiones parezcan alentadoras, los desarrolladores de los proyectos parecen estar, por lo menos en España, con las manos atadas. Según la Asociación de Empresas de Energía Eléctrica (ael?c), la producción de energía renovable en España ha pasado de representar un 32% de la producción eléctrica total en 2017 a representar en 2021 un 46%. Pero ¿podrá llegar el país ibérico a cumplir los objetivos de descarbonización establecidos por la UE?

Durante la próxima década, España enfrentará el mayor cambio en su modelo energético del último siglo, si es que los cuellos de botella administrativos dejan que eso pase. O por lo menos eso opinan los líderes de algunas de las grandes compañías renovables.

Para tener una idea de la magnitud, nivel nacional por ejemplo, Red Eléctrica de España (REE) tiene en tramitación solicitudes de proyectos de renovables para incorporar electricidad a las redes de transporte y distribución por más de 142.000 megavatios (MW), de los cuales casi 109.300 MW (el 77%), corresponden a instalaciones fotovoltaicas mientras que otros 30.556 MW corresponderían a peticiones para eólica, 380 MW para termosolar y 2.130 MW a otras tecnologías renovables.

Muchas ganas y pocas manos

Según Pablo Otín, CEO de Powertis, “los procesos son burocráticos por naturaleza propia porque requieren de grandes aprobaciones de la administración tanto nacional como regional y como local. El problema no es que lo sean porque siempre lo han sido, el problema es la velocidad y los recursos que tienen para dar respuesta”.

Para Otín, todo se traduce en que las administraciones no tienen los recursos suficientes; algo que tiene un trasfondo histórico. Según él, España lleva un proceso expansivo, pues durante mucho tiempo no se desarrollaron plantas solares y solo hasta mediados de la década pasada hubo un estallido fotovoltaico, particularmente entre 2019 y 2021, que colapsó a la administración que no actuaba a la velocidad que debería haberlo hecho.

Una opinión que se acerca a la expresada por el director general de la UNEF, José Donoso, quien afirma que “hay muchos más proyectos de los que se esperaba la administración, por lo que necesita reforzarse en cuanto a un tema de recursos humanos. Departamentos que antes no tenían casi trabajo ahora tienen muchísimo y el refuerzo en personal es muy lento”.

El director general de la UNEF es claro en que poder dotarse de los medios o instrumentos adecuados para analizar una gran cantidad de proyectos está colapsando algunos servicios de la misma administración. “En particular, ha habido retrasos para sacar los proyectos a información pública”, explicó.

Bernardo Luis, CEO de DPV Energy, también se suma a dicha idea. “El problema son las administraciones”, aseguró. “Hay un cuello de botella bastante grande porque se han presentado muchísimos proyectos, y ellos ahora mismo están desbordados. Y no es que no se quiera llegar al 2030, pero el objetivo es complicado por que no se puede analizar un proyecto de 30, 20, o 10 MW en cuestión de 10 segundos”.

Dichos retrasos suponen, según Carolina Nester, Head of Asset Management, España de Sonnedix, un riesgo importante en la consecución de los objetivos del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNEIC).  

Otro punto importante lo desarrolla Andrés Franco, CEO de Isigenere. Para Franco, las principales dificultades vienen dadas por la falta de una mayor transparencia para conocer con suficiente anticipación dónde existe capacidad en la red de cara a desarrollar proyectos y también la lentitud tanto para el acceso y la conexión a red, como para la autorización.

Para un problema, una solución urgente

Si han sido, según los líderes del sector, las diferentes administraciones las que han obstaculizado el desarrollo de los proyectos, también son ellas mismas las que han propuesto una serie de soluciones que convengan tanto a unos como a otros.

Donoso asegura que, desde la UNEF, han solicitado no hacer la administración más laxa pero sí más racional y que dichos procesos duren menos tiempo. “Que se facilite el que los servicios de administración puedan ejercer cuanto antes su trabajo y los proyectos que se conecten cuanto antes. Un año que se pierde en la tramitación administrativa de forma innecesaria, es un año que supone tener una energía más cara y emitiendo más CO2”, explicó.

Puesto que la lentitud afecta todos y cada uno de los pasos de un proyecto, son los interesados en desarrollarlo quienes sufren más pérdidas. El CEO de Powertis utiliza para ello dos palabras que podrían describir la situación: Incertidumbre y estrés en el sistema, que según él, se generan cuando hay problemas en los plazos.

Términos que también analiza Nester. Según ella, "la actual volatilidad en los precios en la cadena de suministro añade mayor incertidumbre en la ejecución de proyectos dentro de los costes asumidos durante la fase de desarrollo.  Aunque en un primer momento esta incertidumbre económica pueda verse compensada por los mayores precios de electricidad a corto plazo (pool), derivados de la situación geopolítica actual, estos exponen al mercado eléctrico a riesgos de revisiones frecuentes del marco regulatorio que incrementan la inseguridad jurídica de los proyectos.  La falta de versatilidad en los plazos de legalización aporta un nivel de incertidumbre adicional muy importante para considerar la viabilidad económica de proyectos FVs para promotores y entidades financieras".

Para desestancar esto, Otín cree que “la administración necesita recursos y en el corto, medio y largo plazo, veo que los desarrolladores o el ecosistema solar, no tendrían ningún inconveniente en aportarlos en caso de que fueran necesarios. Podemos aportar los recursos, apoyar o facilitar una vía que permita que todos podemos hacer nuestra labor lo mejor posible”.

Explicó que, además, los retrasos hacen que el entorno que implica llevarlos a cabo no sea seguro cada vez que la fecha cambia en el calendario. Los desarrolladores se enfrentan a que no haya disponibilidad de equipos, que los transportes incrementen su precio, que suba el costo del acero, etcétera, lo que atrae a los interesados hacia muchos elementos desconocidos.

Mientras tanto, el CEO de DPV Energy está seguro de que “hay una necesidad más fuerte que nunca, en la que todas las administraciones deberían soltar un poco más la mano e ir concediendo muchos proyectos. Eso no quita que se tenga que ver muy bien el tema de permisos ambientales y paisajismo; estoy de acuerdo, no hay que especular. Sin embargo, aquí estamos hablando de que hay una necesidad imperiosa energética y lo estamos viendo”.