El Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico informó que ha revisado 202 expedientes -por 35.879 MW- en tiempo récord, concediendo la Declaración de Impacto Ambiental positiva a 27.943 MW de renovables: 132 proyectos fotovoltaicos (24.752 MW), a otros 20 eólicos (2.897 MW) y a dos proyectos híbridos (294 MW); y desaprobó 7.936 MW.

Siguiendo las publicaciones del Boletín Oficial (BOE) desde el 1 de noviembre al 6 de febrero, Energía Estratégica España ha logrado un relevamiento exhaustivo de cada uno de los proyectos presentados (buena parte de ellos de manera retroactiva al 25 de enero, fecha límite para obtener evaluación de Declaración de Impacto Ambiental -DIA-).

En base a ello, este portal de noticias publicó un listado de las empresas que llevan adelante estos proyectos y su condición (si ha sido aprobado o no): Iberdrola (12 emprendimientos, 2.745,53 MW); Total Energies (34 proyectos, 2.063,55 MW); Ignis (18 emprendimientos, 1.687 MW); Verbund AG (18 proyectos, 1.611,2 MW); y Enel Green Power (10 proyectos, 1.353,979 MW).

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Cabe aclarar que el padrón de Energía Estratégica España indica que 205 proyectos eólicos y solares obtuvieron DIA aprobada, por 23.177 MW. La diferencia entre la información oficial y el relevamiento de este portal de noticias radica en que el MITECO continúa publicando nuevos expedientes de manera retroactiva al 25 de enero.

Asimismo, otra observación que tiene lugar es que la mayoría de los proyectos publicados con DIAs positivas deberán cumplir, de manera obligada, con una serie de condiciones detalladas por la administración en cada expediente.

Según indica el MITECO, tres de cada cuatro expedientes han sufrido modificaciones antes de ser emitidos, con reducciones de superficie de ocupación o del volumen de equipos a instalar.

Hecha esta salvedad, surgen nuevas preguntas sobre cómo será el futuro del sector luego de esta aprobación masiva que representan más del 77% de los MW evaluados. 

En entrevista con este medio, Abelardo Reinoso, Consultor y Analista energético, retoma las necesidades de un mercado de gestión de la demanda y de flexibilidad, así como un nuevo mercado mayorista  de electricidad y modelos diferentes de comercialización.

Asimismo, entiende que se abren oportunidades para la reventa de los permisos de acceso y conexión, además de una revitalización del mercado de PPAs.

¿Qué esperar de estas aprobaciones de DIAs?  

En realidad, esto es un paso más en todo el proceso de trámites, autorizaciones y  permisos que conlleva una instalación renovable. 

La gran mayoría de las DIAs favorables contienen modificaciones o condicionantes de  obligado cumplimiento a los proyectos sin los cuales no se puede obtener la autorización administrativa para el resto de la tramitación, incluyendo las medidas correctoras y compensatorias adecuadas para minimizar los posibles impactos ambientales durante la fase de construcción y desarrollo del proyecto, así como las condiciones del plan de  seguimiento ambiental a desarrollar. 

Sin embargo, este no ha sido más que un hito ya superado. Ahora hay que enfrentarse  al siguiente: antes del 25 de julio de 2023 todos los proyectos que han obtenido la DIA  deben tener la autorización administrativa de construcción (37 meses desde la entrada  en vigor del RD 23/2020). 

¿Conclusión? Otros 6 meses de incertidumbre, prisas, agobios y demás, teniendo de nuevo en frente a una administración pública que no está preparada para este volumen de tramitaciones. 

O sí lo está, porque el anterior hito se  ha cumplido en plazos, pero hay dudas de la rigurosidad de lo gestionado, habida cuenta del sprint que se realizó en los últimos días. 

Puede ser que el artículo 23 del RD 20/2022, que establece un procedimiento  simplificado para tramitar la autorización administrativa, sea el salvavidas para superar esta nueva ola. 

¿Habría 23 GW de nuevas renovables en funcionamiento? ¿En cuánto tiempo? 

Precisamente esta es la gran pregunta. Ya no solo por si hay capacidad para realizar este despliegue administrativamente, primero y financieramente, después. 

En un entorno de precios tan cambiante, puede que se produzcan revisiones de los  business case de los proyectos y en algunos casos se desista de seguir avanzando.

¿Dónde está una de las claves? En si va a haber suficientes slots en la red para “colocar” toda la generación prevista.  

Recientemente Red Eléctrica, como operador del sistema eléctrico, tuvo que  desconectar 5GW de capacidad eólica. Y el pasado domingo tuvo que repetir la petición parando 2GW eólicos. 

Es lo que pasa cuando la prioridad del sol es mayor que la del  viento… y cuando el exceso de generación no acompaña a la demanda en determinadas  horas/días y en determinados ámbitos eléctricos. 

Pues a esa situación se puede llegar con los 23GW que se quieren conectar. Que no hay  “salida” para todos o, al menos, no al ritmo y en las cantidades que se han proyectado. 

¿Hubo algún precedente en España en el que se haya sumado esta potencia (más de  23 GW)?

Quizás hubo una situación parecida durante el tsunami fotovoltaico de principios del siglo XXI, tanto en plazos para cumplir como en movimiento del mercado renovable. 

Sin  embargo, las redes actuales tienen menor capacidad para la integración de renovables debido a todas las instalaciones ya conectadas lo que reduce las posibilidades de encontrar nudos que admitan nuevas conexiones. 

Conviene recordar que ni la demanda ni la potencia máxima se acercan, ni de lejos, a los  récords conseguidos en diciembre de 2007. 

Por lo tanto, tenemos un parque de  generación suficiente para gestionar las necesidades eléctricas de red y sus  consumidores. 

Ya es tarde para gestionar todo este contingente desde una perspectiva de la operación  de la red. 

No ha existido planificación alguna a medio y largo plazo sobre lo que realmente  necesitamos construir y conectar, por lo que surgirán cada vez más situaciones donde  habrá que realizar desconexiones de parques conectados, con el consiguiente impacto  en los ingresos previstos. 

Estamos en un momento donde habría que seleccionar las ubicaciones de generación  en función de las necesidades de la demanda, de la explotación de la red óptima y de la  intermitencia y prioridades de las tecnologías de generación (como mínimo). 

Y, además, desplegar un verdadero y real modelo de generación distribuida, cercano a la demanda, en media y baja tensión y con las redes más cortas y eficientes posibles. 

No me consta que haya habido cambios en los modelos de planificación ni en Transporte  ni en Distribución eléctrica: todo lo que se solicita se conecta, según los criterios vigentes para conceder el acceso y conexión. 

Al final, lo que parece necesario es el tan solicitado modelo de mercado de gestión de la  demanda y de flexibilidad, clave para adecuar las redes de distribución a la nueva  realidad de los flujos de generación y consumo, así como un nuevo mercado mayorista  de electricidad y modelos diferentes de comercialización.  

Para todo esto, falta regulación. Y lo que se espera a nivel regulatorio (lo que se va  anunciando ministerialmente) apunta a que se van a poner remiendos inconexos sin  resolver coordinadamente la globalidad de las necesidades del sector. 

¿Cuál sería el mejor fin para esta potencia: el merchant, PPA, subastas?  

Parece que, en estos momentos de incertidumbre, conseguir firmar un buen PPA  garantizaría ingresos al margen de la volatilidad de los mercados o de las futuras  incógnitas sobre las modificaciones de los mercados de electricidad. 

¿Se espera que haya un creciente mercado de proyectos a partir de ahora? 

En los últimos días han surgido numerosas noticias relacionadas con la reventa de  permisos de acceso y conexión, elevando el precio del megavatio hasta los 350.000  euros. 

Con los antecedentes comentados en relación con una más que posible limitación de las  horas de vertido, sorprende (¿alguien puede explicarlo?) este tipo de compraventa de proyectos renovables intermitentes y más cuando el precio fijado puede superar en más del 30% el CAPEX de estas tecnologías.