La oportunidad industrial verde ibérica: electrificación y energías renovables

McKinsey&Co.

Este artículo es un esfuerzo colaborativo de André Anacleto, David González, José Pimenta da Gama y Maria João Ribeirinho, con Diogo Amorim Santiago, Ignacio Martínez Giménez y Patrícia Ovidio, en representación.

Centro de transición energética e industrial de McKinsey.

La cooperación de todos los actores puede impulsar la descarbonización ibérica a través de la electrificación y el despliegue de energías renovables. Aquí analizamos la ambición, los desafíos y las oportunidades potenciales para España.

La Unión Europea (UE) ha establecido objetivos ambiciosos de descarbonización: al menos una reducción del 55 por ciento en las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) de la UE para 2030 en comparación con los niveles de 1990. 1. El logro de estos objetivos puede ayudar a lograr una mayor sostenibilidad, seguridad, asequibilidad y competitividad energéticas a medida que la UE acelera su transición energética.

Sin embargo, esta transición no es tan simple como implementar más fuentes de energía renovables (FER). Implica cambiar a una combinación energética diversa y más sostenible al tiempo que se gestiona el suministro intermitente, se renueva la infraestructura, se alinean las innovaciones y políticas tecnológicas y se involucra a los consumidores. Todo esto requiere un despliegue masivo de capital y la colaboración de todos los actores interesados, tanto públicos como privados.

Ampliar la transición energética también traerá desafíos a lo largo de la cadena de valor, desde el abastecimiento de materias primas hasta la fabricación, la infraestructura y la disponibilidad de capital. A pesar de estos desafíos, España está bien posicionada para descarbonizarse y aprovechar las nuevas oportunidades que ofrece este proceso. El país tiene el potencial de convertirse en un líder en la transición energética, aprovechando la electrificación y las energías renovables para descarbonizar los usos finales de la energía y el suministro de energía, respectivamente.

En este artículo, el segundo de nuestra serie que analiza la oportunidad de descarbonización de la Península Ibérica, destacamos que, si bien las dotaciones naturales son necesarias para la descarbonización de España, no son suficientes por sí solas. Destacamos además que la electrificación ya es una solución competitiva en términos de costos para descarbonizar múltiples procesos, pero una adopción lenta podría obstaculizar la capacidad de implementar más energías renovables. Además, España tiene suficiente capacidad de energías renovables en proceso en general, pero enfrenta desafíos de ejecución y favorece la energía solar sobre la eólica. Permitir la transición requiere la expansión y modernización de la red, así como la implementación de estructuras de diseño actualizadas para el mercado de la energía.

Analizamos cómo España podría capturar el valor potencial de la transición energética mientras se descarboniza, extrayendo información de nuestra investigación de la Iniciativa de Energía (ver el adendum 1: “La industria ibérica y la Iniciativa de Transición Energética”). A pesar de las claras ventajas, España podría tener que actuar con rapidez para atraer industrias y aprovechar las oportunidades (y el valor) en juego.

España tiene recursos que aprovechar y obstáculos que superar

Los recursos naturales y técnicos de España podrían convertirla en líder en el camino hacia la descarbonización y crear una oportunidad de crecimiento sin precedentes para la región.

El país tiene alrededor de 300 días soleados al año, lo que resulta en un costo nivelado de energía (LCOE) para la energía solar que es aproximadamente un 45 por ciento más bajo que el promedio de la UE.2 España también tiene condiciones favorables para la producción de energías renovables las 24 horas del día, los 7 días de la semana, incluida una capacidad de almacenamiento hidroeléctrico de bombeo de alrededor de 3 gigavatios (GW), que representa el 3 por ciento de la capacidad total de energía instalada, más que la mayoría de los países europeos. 3 También hay una mayor proporción de tierras no utilizadas y abandonadas en España: el 25 por ciento en comparación con el promedio europeo del 15 por ciento.4

Estas dotaciones naturales existen junto con una infraestructura bien establecida, incluida una sólida infraestructura de red de malla capilar que puede servir como columna vertebral para futuras actualizaciones, y siete plantas de regasificación (que representan la mayor capacidad en la UE).5 España está ubicada en un área que tiene uno de los volúmenes de tráfico marítimo más pesados ​​​​del mundo y tiene uno de los mercados de acuerdos de compra de energía (PPA) más grandes de Europa, que representa el 40 por ciento del mercado total de PPA europeo en 2022.6

Sin embargo, El sistema energético español arrastra varios obstáculos heredados que pueden obstaculizar el progreso, entre ellos, marcos regulatorios inciertos, impuestos adicionales para las empresas del sector energético (por ejemplo, en 2022 España introdujo un impuesto adicional del 1,2 por ciento sobre los ingresos para algunas empresas del sector) y largos procesos de obtención de permisos.7

En lo que respecta al transporte, España ha experimentado un ritmo más lento de electrificación de la movilidad que otros países de la UE. El acceso a la red puede ser lento y las limitaciones de la red han obstaculizado el despliegue de puntos de recarga de vehículos eléctricos (VE), con alrededor de 30.000 puntos públicos en 2023 frente al objetivo gubernamental de 100.000.8 Es probable que esto esté afectando a la adopción de VE, ya que solo el 10 por ciento de todas las ventas de vehículos en 2022 fueron VE en España, en comparación con el 21 por ciento en el resto de la UE.9

La visión confusa a largo plazo sobre los precios de la electricidad plantea otro desafío. En este caso, la falta de liquidez del mercado de futuros de España limita la visibilidad de los flujos de caja futuros, lo que desincentiva las grandes inversiones necesarias para la electrificación. Por ejemplo, en 2022, el porcentaje de intercambio de energía a plazo en España representó solo alrededor del 2 por ciento de la energía total comercializada, en comparación con un promedio europeo para los principales mercados de aproximadamente el 22 por ciento.10

Electrificación y ambición en energías renovables

Aprovechando sus dotes naturales y técnicas, y en línea con sus compromisos, España tiene el potencial de convertirse en un líder en el proceso de transición energética y seguir siendo líder en el despliegue y uso de energías renovables. Esto requerirá tanto descarbonizar los usos finales de la energía mediante una electrificación competitiva y asequible, como descarbonizar el suministro de energía mediante el despliegue de energías renovables.

Aprovechar la electrificación competitiva en términos de costos

En la mayoría de los sectores de uso final de la energía, la electrificación es actualmente la palanca más competitiva en términos de costos para descarbonizar. Sin embargo, para poder electrificar de manera asequible, será necesaria una adopción de energías renovables.

España podría ser pionera en electrificación, lo que llevaría a un aumento potencial de la demanda de energía del mercado de entre el 30 y el 45 por ciento (alrededor de 70 a 100 teravatios hora [TWh]) para 2030 (Gráfico 1). Esta transición requeriría un cambio importante en todos los sectores de uso final de la energía, incluida la realización de los proyectos de hidrógeno anunciados, un cambio importante en los equipos industriales hacia soluciones eléctricas, una rápida aceleración en la adopción de vehículos eléctricos y que los edificios adopten tecnologías eléctricas.

En la siguiente sección se detalla la descarbonización industrial, la adopción de vehículos eléctricos y la electrificación de edificios.

A. Descarbonización industrial

La industria puede descarbonizarse electrificando y aumentando la producción de hidrógeno verde y derivados.

Industrias verdes

Hoy en día, la electrificación se considera la opción más rentable para descarbonizar múltiples procesos industriales, en particular, los procesos de baja y media temperatura.11 De hecho, los procesos de baja y media temperatura (por ejemplo, en las industrias alimentaria o textil) podrían aumentar su participación de electricidad en el consumo final de energía en más de diez puntos porcentuales para 2030.12

La regulación europea está presionando para reducir las emisiones industriales mediante la expansión del Sistema de Comercio de Emisiones (SCE) y la reducción del límite de emisiones cada año, lo que hace que los combustibles fósiles sean cada vez menos competitivos.13 De este modo, la mayoría de los sectores industriales podrían realizar la transición hacia la electrificación de sus activos a medida que este cambio se vuelva competitivo en términos de costos para un conjunto más amplio de procesos industriales.

España podría estar bien posicionada para convertirse en un líder en la descarbonización industrial al electrificar sus industrias existentes y atraer otras nuevas que consuman mucha energía (Gráfico 2). Las nuevas industrias podrían representar una demanda adicional de electricidad; por ejemplo, en 2030, los centros de datos por sí solos podrían consumir más del doble de electricidad que en 2022.14

Sin embargo, es necesario acelerar este importante cambio, ya que la demanda industrial de electricidad no ha mostrado signos significativos de crecimiento en la última década, ni siquiera en los últimos meses.15

Producción de hidrógeno verde y derivados

Se proyecta que la producción de hidrógeno verde represente la mayor parte del aumento del consumo energético industrial de España debido a la intensidad energética del proceso de producción. Dado el bajo LCOE de la región, España podría ser un líder europeo en la producción de hidrógeno, donde la demanda estará impulsada por la regulación del Mecanismo de Ajuste de Carbono en Frontera (CBAM), los objetivos y primas del acero verde, la regulación de los combustibles de aviación sostenibles (SAF) y los objetivos de descarbonización (como ReFuelEU, los objetivos RFNBO y RED III).16

Sin embargo, la implementación de proyectos se ha desacelerado debido a los aumentos en las estimaciones de costos debido a la inflación, las altas tasas de interés y los avances más lentos en la implementación de electrolizadores a escala. El coste nivelado del hidrógeno verde (LCOH) estimado para España se sitúa ahora entre 4,0 y 5,5 euros por kilogramo (€/kg) para 2030, por encima de las estimaciones de costes previstas para el hidrógeno gris de 1,0 a 3,0 €/kg.17

Nuestro análisis muestra que, en la actualidad, más del 95 por ciento del total de proyectos de hidrógeno verde anunciados que se espera que estén operativos para 2030, todavía están en las etapas de viabilidad y diseño preliminar de ingeniería inicial (pre-FEED).18 Para fomentar su implantación, se han anunciado más de 3.100 millones de euros en incentivos para financiar la industria del hidrógeno, y solo se han asignado aproximadamente 500 millones de euros a proyectos específicos.19

B. Adopción de vehículos eléctricos

Un aumento de la penetración de los vehículos eléctricos aumentaría gradualmente la demanda de energía del sector del transporte por carretera a medida que se vayan eliminando los vehículos con motor de combustión interna (ICE). Está previsto que las ventas de vehículos nuevos con motor de combustión interna se prohíban después de 2035 y la UE aspira a tener 30 millones de vehículos eléctricos de pasajeros en las carreteras para 2030.20 En España, esto podría aumentar la proporción de vehículos eléctricos entre los turismos de poco más del 1 por ciento a más del 12 por ciento para 2030, alcanzando potencialmente un total de alrededor de 3 millones de vehículos eléctricos en las carreteras (Gráfico 3).

Algunos vehículos comerciales y pesados ​​también podrían cambiar a un sistema de propulsión eléctrico, y se espera que aproximadamente el 10 por ciento de los camiones y el 30 por ciento de los vehículos comerciales ligeros sean eléctricos en España para 2030.21 El aumento de los vehículos eléctricos tendrá que estar respaldado por un despliegue significativo de infraestructura de carga: España está actualmente rezagada con respecto a la media europea en cuanto a la cantidad de cargadores públicos de vehículos eléctricos por metro cuadrado y per cápita (con un 70 por ciento y un 60 por ciento menos de cargadores públicos por metro cuadrado y per cápita, respectivamente).22

Ver el Adendum 2.

Sin embargo, para alcanzar este potencial, es necesario acelerar la transición a los vehículos eléctricos. Para alinearse con el escenario aspiracional de límite superior de la Iniciativa de Transición Energética e Industrial de la Península Ibérica, España tendría que pasar de representar solo el 10 por ciento de todas las ventas de vehículos de pasajeros en la actualidad a aproximadamente el 50 a 70 por ciento para 2030 (véase el recuadro “Los escenarios de la Iniciativa de Transición Energética e Industrial de la Península Ibérica”).

C. Electrificación de edificios

En la actualidad, España supera el consumo medio de electricidad en edificios de Europa: el 50 por ciento de la energía total consumida en los edificios es electricidad, en comparación con el promedio de la UE, de aproximadamente el 30 por ciento.23

Se creó un nuevo sistema de comercio de emisiones de la UE, el ETS2, para abordar las emisiones de CO2 derivadas de la quema de combustibles en edificios, transporte por carretera y otros sectores.24 El límite del ETS2 tiene como objetivo reducir las emisiones en un 42 por ciento para 2030 en comparación con los niveles de 2005. El aumento resultante de los precios del carbono incentivará aún más la adopción de alternativas con menores emisiones de carbono en los edificios, lo que permitirá que las soluciones de electrificación sean competitivas en términos de costos en relación con las alternativas.

La electrificación de los edificios puede verse muy afectada por el cambio de los equipos de calefacción y refrigeración tanto en los edificios nuevos como en los renovados. Por ejemplo, España podría mejorar su electrificación mediante el uso de tecnología de bombas de calor, que no solo contribuye significativamente a los esfuerzos de descarbonización, sino que también se alinea con el ambicioso objetivo europeo de duplicar la tasa de implementación de bombas de calor, lo que se traduciría en 10 millones de unidades para 2027 (REPowerEU).25 Esto podría llevar a 60 millones de instalaciones de bombas de calor adicionales entre 2023 y 2030, según la Asociación Europea de Bombas de Calor.26

Sin embargo, a partir de 2022, las ventas de bombas de calor en España representaron alrededor del 30 por ciento del total de equipos de calefacción de edificios. En contraste, países como Austria, Dinamarca, Francia y Portugal ya han superado la marca del 40 por ciento, y algunos incluso superan el 70 por ciento en ciertos casos.27 En España, las bombas de calor eléctricas podrían contribuir a más del 40 por ciento de la demanda de calor de los edificios para 2030, en comparación con solo el 11 por ciento en la actualidad (Gráfico 4).

A pesar de que la electrificación de los edificios es clave para la descarbonización del país, es probable que el crecimiento correspondiente de la demanda de electricidad no se materialice. De hecho, se espera que el aumento de la demanda de electricidad derivada de la electrificación de los edificios se vea contrarrestado por mejoras en la eficiencia energética, por ejemplo, en los electrodomésticos, lo que contribuirá aún más a la reducción de las emisiones.

Descarbonización del suministro eléctrico mediante la implementación de energías renovables

Para satisfacer el aumento de la demanda de energía derivada de la electrificación y al mismo tiempo alinearse con la transición energética, la capacidad eléctrica instalada total de España tendría que aumentar al mismo tiempo que se reduce significativamente la intensidad de las emisiones (posiblemente hasta un 80 por ciento).

Este cambio implicaría un importante aumento de la capacidad de energía renovable (solar y eólica) que puede garantizar un futuro sistema eléctrico descarbonizado capaz de satisfacer el crecimiento esperado de la demanda. El sistema eléctrico español podría ampliarse para aumentar la capacidad renovable instalada entre un 60 y un 70 por ciento, es decir, entre 50 y 60 GW (Gráfico 5). Como nuestro escenario de límite superior está equilibrado, con el sistema eléctrico optimizado para menores costos de generación, al tiempo que se garantiza la estabilidad del sistema y se preserva una rentabilidad mínima viable de los proyectos de energías renovables (minimizando también la sobreconstrucción para la demanda máxima), los precios de captura de las energías renovables podrían permanecer por encima de sus respectivos LCOE.

Sin embargo, dada la naturaleza intermitente intrínseca de estas fuentes de energía, también se requerirían otras tecnologías para garantizar el equilibrio del sistema, como las centrales eléctricas de gas existentes en el corto plazo y la capacidad de almacenamiento adicional (por ejemplo, hidroeléctrica de bombeo y baterías) en el largo plazo.

Los inversores tienen un gran apetito por satisfacer las necesidades de capacidad de energías renovables, dependiendo de la tecnología. Se estima que la capacidad de energía solar actual en la cartera española para el acceso a la red es entre 2,6 y 3,4 veces mayor que la necesaria para lograr el escenario aspiracional de límite superior.28 Por otro lado, la capacidad actual en cartera para energía eólica es solo entre 1,2 y 1,6 veces la cantidad requerida para lograr el mismo escenario ambicioso.29

Principales desafíos y oportunidades para descarbonizar los usos finales de la energía mediante una electrificación competitiva en costos

España podría convertirse en un líder en electrificación, pero hay desafíos importantes que deben superarse. En esta sección, nos centramos en los puntos clave que se deben abordar y las oportunidades potenciales para la electrificación de la industria, el transporte por carretera y los edificios. 

1. Descarbonización de la industria

Lograr los objetivos de descarbonización en España requerirá una importante electrificación en todos los sectores, lo que aumentará la demanda de energía. En nuestro escenario de Iniciativa Energética de límite superior, se espera que la electrificación impulse entre 70 y 100 TWh adicionales de consumo anual de electricidad en España.

Sin embargo, España enfrenta desafíos que impiden que esta ola de electrificación se materialice. La demanda de electricidad en España no ha crecido desde 2021, lo que podría deberse a una mayor eficiencia energética en el mercado, disminuciones en la producción industrial o un cambio hacia la generación solar descentralizada.

Falta de competitividad industrial y tecnológica: la electrificación de ciertos procesos industriales es un desafío porque las soluciones carecen de la madurez tecnológica para hacerlas viables y competitivas a escala. Según nuestro análisis, esto es especialmente cierto para los procesos de calentamiento a alta temperatura; por ejemplo, el 75 por ciento de las tecnologías para descarbonizar procesos con temperaturas superiores a 1000 ºC aún no se consideran maduras. Sin embargo, para algunos procesos de menor temperatura, las tecnologías eléctricas ya pueden ser competitivas en términos de costos.

Incluso cuando las tecnologías están maduras y son competitivas, a menudo hay una falta de conocimiento sobre estas nuevas soluciones de electrificación y sus beneficios, especialmente entre las organizaciones más pequeñas. Y muchas no saben acerca del aumento de costos esperado en el futuro para los combustibles fósiles debido a las penalizaciones por emisiones de carbono.

La larga vida útil de los equipos actuales basados ​​en combustibles (por ejemplo, 15 años, en promedio, para una caldera de gas) es otra barrera que disuade a los actores industriales de explorar de manera proactiva soluciones con menores emisiones de carbono. 30

Dificultades para financiar el gasto de capital inicial: existen altos costos iniciales para cambiar a equipos eléctricos, incluso para aquellas tecnologías con un costo total de propiedad (TCO) ya competitivo. Por ejemplo, el gasto de capital (capex) representa aproximadamente el 25 por ciento del TCO de una bomba de calor, en comparación con el 2 por ciento para una caldera de gas natural. 31 Además, obtener financiamiento verde a un costo de capital competitivo se vuelve más difícil por la falta de visibilidad a largo plazo sobre los precios de la electricidad y su estabilidad.

Desafíos en la implementación de soluciones de electrificación: Obtener acceso a la red es actualmente un obstáculo, debido a la falta de capacidad disponible y los largos tiempos de espera para que se aprueben las conexiones, incluso cuando hay capacidad disponible (por ejemplo, hay casos en los que se tardó más de cinco años en conseguir el acceso a la red). Si bien los actores industriales podrían considerar la implementación de generación in situ o almacenamiento térmico para superar este obstáculo, los requisitos de firmeza de las actividades industriales limitan la capacidad de los actores para depender únicamente de la conexión directa a fuentes de energía renovables distribuidas.32 Y la implementación de nuevos equipos a menudo requiere la interrupción de los procesos industriales, lo que puede ser costoso. La escasez de talento para implementar equipos complejos también puede retrasar la instalación y las operaciones.

Potenciales oportunidades

A pesar de todos estos desafíos para la electrificación, España podría fomentar la colaboración pública y privada, mejorar la visibilidad de los precios de la energía, refinar los incentivos de precios de la electricidad y aumentar la conciencia sobre la electrificación de diversas maneras.

Promover la colaboración entre el sector público y privado para aliviar los desafíos financieros: los esquemas de financiamiento del sector privado, como los bonos verdes, podrían permitir a los actores acceder a capacidades financieras para superar el gasto de capital inicial. Para los actores más pequeños, se podrían explorar instrumentos de titulización para mejorar su acceso. Los esquemas de financiamiento podrían promover el uso de las soluciones de descarbonización más competitivas para cada caso individual, ya que los diferentes procesos industriales pueden aprovechar diferentes tecnologías (incluido el almacenamiento térmico que puede permitir casos de uso de electrificación más amplios).

Fomentar la visibilidad del precio de la energía para mejorar el caso de negocios: la financiación de dichos proyectos podría facilitarse mediante el fomento de la visibilidad a largo plazo de los precios de la energía, por ejemplo, mediante un acceso más fácil a los PPA. Por ejemplo, el fondo FERGEI/CESCE en España ofrece garantías para los PPA a los grandes actores con un uso intensivo de la electricidad.33

Mejorar los incentivos de los precios de la electricidad: ya existen algunos incentivos de los precios de la electricidad para los actores con un uso intensivo de la electricidad. Estos incentivos compensan a los consumidores por los cargos aplicados para financiar las energías renovables y la cogeneración de alta eficiencia, tal como se estipula en el Real Decreto 444/2023.34 Los incentivos de los precios de la electricidad podrían perfeccionarse aún más incluyendo a los proveedores de servicios energéticos cuando suministren calor generado por electricidad para instalaciones industriales o promoviendo el uso de calor residual y redes de calor.

Incrementar la concienciación sobre la electrificación: los actores públicos y privados podrían colaborar para crear una mayor concienciación sobre las soluciones de electrificación y sus beneficios, realizar I+D en el sector y explorar las iniciativas específicas de la industria española (como los esquemas de financiación o las asociaciones para proyectos piloto) para fomentar la concienciación. 

2. Impulso a la adopción de vehículos eléctricos

Los principales factores que obstaculizan la adopción de vehículos eléctricos son los costes de cambio, el comportamiento de los clientes y la infraestructura de carga.

Un cambio costoso de vehículos de combustión interna a vehículos eléctricos: nuestro análisis muestra que los vehículos eléctricos de batería (VEB) siguen siendo entre un 15 y un 75 por ciento más caros que los vehículos de combustión interna comparables, incluso si se tienen en cuenta los incentivos financieros existentes para su compra (que suelen concederse tras la adquisición del vehículo). Los vehículos eléctricos también tienden a depreciarse de forma diferente a los de combustión interna, lo que impone diferentes condiciones y tasas de financiación. La reticencia a cambiar a vehículos eléctricos en España también está influenciada por la larga duración de la propiedad del vehículo. Los turismos tienen, de media, 12 años de antigüedad en la Unión Europea, en comparación con los 13,5 años de media de los coches españoles.35

Falta de infraestructura pública de carga de vehículos eléctricos: el despliegue de la infraestructura pública de carga de vehículos eléctricos se ha producido lentamente en España. El engorroso proceso administrativo ha provocado una falta de disponibilidad de carga a precios asequibles y a distancias cómodas, lo que puede disuadir a los clientes de cambiar a vehículos eléctricos. De hecho, España tiene 0,5 cargadores públicos por kilómetro cuadrado, en contraste con la media europea de 1,95.36 Y, con hasta el 70 por ciento de los coches en España guardados al aire libre, la infraestructura de carga pública es aún más crítica.37

Restricciones en la implementación de la carga privada: La infraestructura de carga privada se ve desafiada por las limitaciones en la disponibilidad de energía de los edificios y la capacidad de la red. La carga de vehículos eléctricos requiere una capacidad de energía significativamente mayor que las cargas residenciales convencionales, necesitando el 90 por ciento de la energía promedio contratada en los edificios españoles (4 kilovatios).38 Las solicitudes de mayor energía también pueden conducir a restricciones de capacidad de la red con actualizaciones lentas de la red y que los permisos se conviertan en cuellos de botella para la implementación de la infraestructura de carga.

Potenciales oportunidades

Para superar estos desafíos, España podría impulsar el caso de negocio de los vehículos eléctricos y la infraestructura de carga.

Mejorar el caso de negocio de los vehículos eléctricos: Las barreras planteadas por los altos costos iniciales de los vehículos eléctricos podrían abordarse a través de programas de financiamiento para la adopción de vehículos eléctricos, alentando a los clientes individuales a cambiar a vehículos eléctricos y a las empresas a renovar sus flotas con vehículos eléctricos. El caso de negocio también podría mejorarse habilitando mecanismos de respuesta al aumento de la demanda, por ejemplo, permitiendo la limitación directa de la carga por parte del operador de la red, al tiempo que se garantiza un mínimo de energía disponible. Esto podría reducir la presión sobre la red y abordar los desajustes entre generación y demanda, al tiempo que proporciona una fuente de ingresos (o descuentos en la factura de la electricidad) para los propietarios de vehículos eléctricos.

Acelerar la inversión en infraestructura de carga pública y privada: Sería necesario acelerar la inversión en infraestructura de carga pública, al tiempo que se garantizan precios de carga competitivos; esto podría hacerse mediante permisos y agilización de los procesos administrativos. La infraestructura de carga privada podría impulsarse mediante el desarrollo de soluciones modulares de bajo costo para la carga privada multifamiliar.

3. Electrificación de edificios

Para ayudar a alcanzar los objetivos de descarbonización, España podría electrificar edificios nuevos o modernizar los existentes. Sin embargo, esto conlleva su propio conjunto de desafíos, incluidos los altos gastos de capital y las limitaciones de incentivos laborales y de las partes interesadas.

Alto gasto de capital asociado a la electrificación: dado el ritmo históricamente más lento de la construcción en España, la mayor parte del potencial de electrificación de los edificios para 2030 probablemente provendría de renovaciones de edificios.39 Sin embargo, esta transición se ve desafiada por los altos costos iniciales y el TCO de las soluciones de electrificación. Los menores costos operativos de las soluciones eléctricas a menudo no compensan la inversión inicial adicional requerida (por ejemplo, las bombas de calor pueden presentar un TCO más del 50 por ciento más alto que el de una caldera de gas).

Las limitaciones de incentivos laborales y de las partes interesadas pueden obstaculizar la electrificación: a mediano plazo, esperamos que la justificación económica de las soluciones eléctricas probablemente mejore, dada la disminución esperada de la electricidad, los costes de electrificación, la introducción de un precio del carbono para las emisiones residenciales (que comenzará en 2027, según las estipulaciones de Fit for 55) y los avances en I+D, que conducen a menores costes de equipamiento e instalación.40 Aun así, la electrificación de los edificios se enfrentará a desafíos como las limitaciones de mano de obra cualificada para la instalación y los incentivos desalineados entre inquilinos y propietarios (ya que los primeros obtendrían la mayor parte de los ahorros en gastos operativos, mientras que los segundos tendrían que cubrir los gastos de capital).

Potenciales oportunidades

Sin embargo, impulsando los programas de financiación, mejorando el caso de negocio para la electrificación y reduciendo la escasez de mano de obra, España podría alcanzar sus objetivos de electrificación de edificios.

Impulsar los programas de financiación: para superar los desafíos que surgen de los altos costes iniciales, la electrificación de los edificios podría impulsarse mediante programas de financiación adaptados a los equipos eléctricos y la modernización de los edificios. De manera similar, los programas de financiación de la eficiencia energética (como el Fondo Nacional de Eficiencia Energética de España) y los contratos de rendimiento energético, que podrían incentivarse mediante la normalización, podrían promover aún más la electrificación.41

Mejorar la justificación comercial de la electrificación: para mejorar la economía de la electrificación y proteger a los consumidores de la posible volatilidad de los precios y el riesgo de inversión futuros, se podría incentivar más ampliamente la generación de energía fotovoltaica (FV) distribuida. El desarrollo de la generación distribuida (GD) solar podría ver un proceso de permisos más simplificado, eliminando las barreras administrativas. Además, los consumidores podrían participar en mecanismos de flexibilidad del lado de la demanda (como vender su propia energía producida a la red), mejorando la justificación comercial de las tecnologías eléctricas al crear un flujo de ingresos para los consumidores.

Reducir la escasez de mano de obra: el desafío de la escasez de mano de obra podría abordarse simplificando los procesos de certificación e invirtiendo en programas de reciclaje profesional para los trabajadores de instalación, por ejemplo, promoviendo la cooperación público-privada para mejorar las habilidades de los técnicos e instaladores de calefacción, ventilación y aire acondicionado (HVAC) para trabajar con bombas de calor. 

Principales desafíos y oportunidades para desplegar capacidad adicional de energías renovables

En nuestro escenario de límite superior, el 80 por ciento de toda la capacidad instalada de energía estaría compuesta por energías renovables para 2030, y la mayoría serían eólica y solar (45 a 49 GW y 59 a 63 GW, respectivamente). Actualmente, la cartera de proyectos eólicos y solares de España ya representa entre 2,0 y 2,6 veces esta capacidad, impulsada principalmente por la solar. Sin embargo, la materialización de esta cartera y el despliegue de capacidad adicional de energías renovables se enfrenta a muchas barreras en los casos de negocio, la cadena de suministro y los requisitos de procedimiento.

En comparación con las tendencias de puesta en servicio anteriores, esto implicaría una reducción en el despliegue anual de energía solar de 4,3 a 3,1 GW por año, pero un aumento en el despliegue de energía eólica terrestre de 1,0 a 2,7 GW por año.42

Aquí, exploramos los desafíos de España para mejorar el despliegue de energías renovables, así como las oportunidades potenciales para superar estos obstáculos. 

4. Garantizar la viabilidad comercial de las energías renovables

Las incertidumbres sobre la viabilidad comercial futura de las distintas tecnologías de energías renovables amenazan la materialización de los proyectos en curso. Se espera que la creciente penetración de las energías renovables reduzca los precios en el mercado a largo plazo, lo que podría reducir los precios de captura y los ingresos de los proyectos de energías renovables (Gráfico 6).

Los promotores podrían perder ingresos a través de recortes de energía no compensados, debido a un desajuste entre la oferta y la demanda. En cierta medida, esto ya se está sintiendo por la adopción más lenta de lo esperado de la electrificación. De hecho, mirando hacia el futuro, la materialización de proyectos de demanda (en particular, hidrógeno verde) podría desempeñar un papel fundamental para permitir la justificación comercial de una capacidad de energías renovables adicional en general.

Incertidumbre sobre los ingresos futuros: el mercado de futuros de España tiene una liquidez limitada.43 Si bien el mercado de PPA en España tiene la mayor capacidad contratada en Europa, también presenta algunos desafíos, como la naturaleza contractualmente pesada de los contratos de PPA, que, junto con los requisitos de garantías, plantean barreras significativas para que los actores más pequeños firmen PPA atractivos. Esto es particularmente importante en un escenario en el que se espera que la creciente penetración de las energías renovables reduzca los precios en el mercado a largo plazo.

Incertidumbre sobre los costos de la tecnología: la incertidumbre del caso comercial también es específica de la tecnología. Por ejemplo, el despliegue de la energía solar distribuida se ve obstaculizado por la alta inversión inicial requerida y las altas tasas de interés. Por otra parte, las tecnologías de almacenamiento, como los sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS) y la energía hidroeléctrica de bombeo, enfrentan incertidumbre sobre los ingresos futuros, en particular en los mercados de capacidad futuros. Además, la tecnología BESS no está completamente madura en términos de su preparación tecnológica, especialmente a gran escala. Se espera que los avances en esta tecnología aumenten su vida útil, la proporción de uso de la capacidad y el reciclaje, y reduzcan los costos.

Potenciales oportunidades

España podría mejorar la previsibilidad de los ingresos y la justificación comercial de las diferentes tecnologías de energías renovables, incluida la energía solar distribuida, para ayudar a materializar los proyectos en curso.

Impulsar la previsibilidad de los ingresos mediante iniciativas de mercado: la previsibilidad de los ingresos y la justificación comercial de las energías renovables podrían fortalecerse mediante iniciativas de mercado para impulsar instrumentos a largo plazo como los PPA. El acceso a los PPA podría democratizarse aún más (por ejemplo, promoviendo el conocimiento de las plataformas de PPA de agregadores para ampliar su uso), atendiendo así a clientes de menor tamaño con diferentes perfiles, necesidades de demanda energética y apetitos de riesgo. Facilitar el acceso a las garantías también podría permitir que los desarrolladores más pequeños participen en los mercados de PPA, por ejemplo, a través de asociaciones con instituciones financieras públicas con capacidades básicas para asumir el riesgo crediticio. Para aumentar aún más la previsibilidad de los ingresos, se podrían implementar contratos por diferencias como último recurso, en línea con la última propuesta de diseño del mercado europeo, al tiempo que se garantiza que no afecten la liquidez del mercado de PPA.

Mejorar el caso de negocio para tecnologías específicas: las soluciones de almacenamiento, como el almacenamiento en baterías y la energía hidroeléctrica de bombeo, por ejemplo, podrían ver mejorada su previsibilidad de ingresos mediante la claridad en los mecanismos futuros de remuneración de la capacidad. La energía solar distribuida podría aprovecharse a través de esquemas de financiación y una mayor transparencia en los beneficios para los clientes. Como otro ejemplo, las empresas de servicios públicos podrían proporcionar soluciones de financiación o asociarse con bancos para reducir las necesidades de inversión inicial para la energía solar distribuida para los actores comerciales e industriales; ya se han implementado ampliamente iniciativas similares para los clientes residenciales.

5. Reducir las incertidumbres que afectan la implementación de energías renovables en la cadena de suministro 

La cadena de suministro para proyectos de energías renovables enfrenta desafíos importantes, que abarcan materias primas y limitaciones de capacidad entre los OEM, las empresas de ingeniería, adquisiciones y construcción (EPC) y los proveedores de operación y mantenimiento (O&M).

Aumentos de precios y disponibilidad de materias primas: los equipos de energías renovables (como las turbinas eólicas) requieren elementos de tierras raras y níquel, que eran aproximadamente un 150 por ciento más caros en 2023 que en 2019.44 De manera similar, los precios del acero y el cobre han aumentado alrededor de un 30 y un 50 por ciento, respectivamente, durante el mismo período.45 Además, existe el riesgo de escasez, o falta de acceso por razones geopolíticas, a materiales clave para la energía solar fotovoltaica (incluidos el cobre, el estaño, el silicio y el galio) y la energía eólica (como elementos de tierras raras como el disprosio y el terbio).

Desafíos que afectan la fabricación de equipos: los fabricantes de equipos originales enfrentan desafíos financieros y se ven afectados por la tensión geopolítica. El aumento de la capacidad de fabricación de equipos eólicos no está en línea con el ritmo requerido de implementación de energías renovables, ya que el aumento de los costos de producción (también debido al desarrollo y la implementación apresurados de nuevas tecnologías que generan costos adicionales incurridos) ha reducido los márgenes de los fabricantes de equipos originales y ha obligado al cierre de varias plantas de fabricación de energía eólica en Europa. En el caso de la energía solar, las tensiones geopolíticas y la disminución de los resultados financieros de los fabricantes de equipos originales plantean riesgos para la cadena de suministro.

Capacidad limitada de los proveedores de servicios especializados: el despliegue de las energías renovables se ve obstaculizado aún más por la capacidad limitada de los proveedores de EPC y de O&M en términos de equipos y mano de obra.

Limitaciones en los permisos, el acceso a la red y los costos de las energías renovables: el tiempo recomendado para los permisos de los proyectos de energías renovables es limitado. El proceso de obtención de permisos es complejo e implica varios pasos y partes interesadas. La etapa de obtención de permisos ambientales es un cuello de botella clave, ya que aproximadamente el 10 por ciento de los proyectos no obtienen una respuesta durante cuatro años. Además, la falta de transparencia en torno a la subasta de capacidad de la red crea incertidumbre pública. También cabe mencionar que la expansión de las energías renovables podría generar mayores costos de la red, principalmente relacionados con la gestión de cuellos de botella.

Posibles oportunidades

Para mejorar la expansión de las energías renovables, España podría investigar palancas de adquisición estratégicas, atraer talento local e internacional y facilitar el acceso a la red y la obtención de permisos.

Explorar palancas de adquisición estratégicas: para abordar algunas de las limitaciones de su cadena de suministro, los desarrolladores de energías renovables podrían participar en acuerdos de coinversión, empresas conjuntas o integraciones verticales upstream con proveedores y negociar con los OEM para obtener prioridad o exclusividad de suministro. Podrían diseñar acuerdos marco plurianuales con los proveedores para asegurar volúmenes por adelantado al permitirles reservar capacidad con anticipación o diversificar el número de proveedores de energía solar fotovoltaica y turbinas eólicas.

Colaborar para atraer talento local e internacional: los desarrolladores y fabricantes de equipos originales podrían conseguir más talento ofreciendo asociaciones o becas para la reconversión, la mejora de las competencias y la garantía de empleo de los técnicos. Teniendo en cuenta la ambición de crecimiento de las energías renovables en la península ibérica, los fabricantes locales podrían aumentar su capacidad, o los fabricantes y desarrolladores internacionales podrían intentar establecerse en España. 

Facilitar el acceso a la red y los procesos de obtención de permisos: se podría promover una mayor transparencia en los procesos de obtención de permisos haciendo accesible la información sobre los plazos y las responsabilidades de cada parte interesada, estableciendo procesos de obtención de permisos separados y más sencillos para los proyectos (incluidos los de modernización) e implementando procedimientos de obtención de permisos unificados. Los desarrolladores podrían utilizar una política de “silencio positivo” en la que la autorización se considere aceptada (sin incluir las evaluaciones de impacto ambiental [EIA] o las decisiones finales del procedimiento) si la autoridad pertinente no proporciona una respuesta dentro de un plazo predefinido.

Principales desafíos y oportunidades para garantizar un sistema eléctrico fiable y optimizado

Aprovechar la oportunidad de las energías renovables y la electrificación podría plantear dos grandes desafíos para la red: la insuficiencia de la red y la inestabilidad de la red.

La inadecuación de la red se refiere al hecho de que no hay suficiente capacidad física de red para dar cabida a las futuras conexiones previstas de oferta y demanda. Los operadores también tendrán que hacer frente a la inestabilidad de la red, ya que la mayor penetración de fuentes de energía intermitentes provoca una mayor volatilidad de la frecuencia y el voltaje de las empresas de servicios públicos (por ejemplo, los costes de los servicios de equilibrio por MWh en España ya habían aumentado un 45 por ciento entre 2022 y 2023).47

A medida que aumenta la penetración de las energías renovables y se vuelve más complejo adecuar los perfiles diarios de generación y demanda de electricidad, el sistema necesitará más capacidad firme que pueda garantizar un suministro adecuado las 24 horas del día, los 7 días de la semana (y que pueda sustituir a la capacidad firme existente que puede quedar fuera de servicio o resultar demasiado cara para las necesidades futuras). Esto podría proporcionarse mediante tecnologías despachables y almacenamiento. En nuestro escenario de límite superior, las centrales eléctricas de turbinas de gas de ciclo combinado (CCGT), la hidroeléctrica de bombeo y los sistemas BESS podrían representar aproximadamente 28 GW, 7 GW y entre 6 y 8 GW de capacidad instalada para 2030, respectivamente. 

6. Escalar la capacidad de la infraestructura de la red para satisfacer las necesidades futuras del sistema

La infraestructura de la red debe escalarse para satisfacer la demanda futura de la red. Sin embargo, para lograrlo, España debe superar varios desafíos, incluidos el engorroso proceso de obtención de permisos y planificación de la red, mayores requisitos de inversión, obstáculos de ejecución, perfiles de oferta y demanda desalineados y una colaboración limitada entre las partes interesadas (es decir, la colaboración entre el sector público y el privado).

Proceso engorroso de planificación de la red: la estabilidad de las redes eléctricas podría estar en riesgo debido a la integración de las energías renovables en combinación con la creciente demanda de electricidad. El obstáculo inicial que debe superarse para garantizar que las redes sean aptas para su propósito es un proceso de planificación de la red que no anticipe las necesidades específicas de inversión en la red. En la actualidad, el proceso de planificación de la red todavía se realiza principalmente sobre la base de la necesidad, en el que las inversiones se planifican en función de las necesidades de conexión más inmediatas, y estas se fijan en largos períodos de seis años.48 Este proceso no captura la velocidad y la agilidad del cambiante entorno del sector energético en el que se espera que el crecimiento de la oferta y la demanda de electricidad sea alto, aunque incierto.

Mayores requisitos de inversión y obstáculos para su ejecución: Incluso después de que las inversiones se planifiquen regularmente y se adapten a las necesidades previstas, los montos de inversión tendrían que crecer sustancialmente en comparación con los valores históricos. Bajo el nuevo paradigma del mayor uso de energías renovables y el aumento de la inversión en la red, la ejecución de las inversiones en la red.

Los proyectos de expansión se enfrentarán a desafíos significativos a medida que las cadenas de suministro y los canales de permisos se vuelvan cada vez más estresantes. Según nuestro análisis, las limitaciones de la cadena de suministro podrían conducir a escasez de equipos, retrasos en las entregas y volatilidad de precios (por ejemplo, los costos de los equipos de transmisión y distribución han aumentado entre 0,6 y 1,3 veces en Europa durante los últimos dos años). La ejecución del proyecto puede verse obstaculizada por una capacidad EPC limitada, ya que las necesidades de mano de obra para la capacidad de la red podrían aumentar en un 60 por ciento hasta 2030 en un contexto en el que las redes competirían por talento con otros sectores. La ejecución también podría verse obstaculizada por un proceso engorroso de desarrollo y obtención de permisos, como el tiempo de cuatro a diez años para los proyectos de expansión de la red en España.49

Perfiles de oferta y demanda desalineados: la gestión de la red futura será cada vez más compleja a medida que los perfiles de oferta y demanda se vuelvan más desconectados. Garantizar la confiabilidad de la red mientras se agregan más energías renovables, junto con los flujos bidireccionales emergentes, requerirá equipos adicionales y capacidades de gestión de energía.

Falta de coordinación entre las partes interesadas: Tal vez lo más importante sea que la falta de coordinación y colaboración entre las partes interesadas (como los reguladores, los desarrolladores, los consumidores y otras autoridades involucradas) crea múltiples obstáculos para un mejor proceso en todas las etapas de expansión de la red. Existe una falta de coordinación entre los marcos regulatorios existentes y las necesidades de inversión, lo que limita la expansión y modernización de la red, como se puede ver en los límites existentes para las inversiones en la red vinculadas al PIB (0,13 por ciento y 0,065 por ciento del PIB para inversiones en distribución y transmisión, respectivamente).50

La falta de claridad sobre el futuro panorama regulatorio (por ejemplo, cambios regulatorios ex post para la remuneración de los proyectos, junto con un modelo complejo de compensación de inversiones (como la compensación tardía de las inversiones, sin corrección por inflación)) podría obstaculizar los esfuerzos para nuevas inversiones.

La visibilidad limitada sobre las futuras actualizaciones de la red y los plazos para la conexión de los proyectos de energías renovables a la red también obstaculizan el desarrollo de proyectos. Actualmente, los consumidores enfrentan un proceso largo y difícil para acceder a la red, ya que hay más solicitudes de conexión a la red que puntos de acceso suministrados. Por ejemplo, en Madrid, la cantidad actual de centros de datos que acceden a la red ya es más de cuatro veces mayor que la capacidad real garantizada.51

Los marcos de colaboración actuales no incentivan adecuadamente las inversiones en la modernización y digitalización de la red, más allá de su mera expansión. Este podría ser un punto crítico que desbloquear, ya que optimizar la capacidad de la red aprovechando la flexibilidad y la respuesta a la demanda cobra cada vez más importancia.

Posibles desbloqueos

Cambiar el paradigma de la infraestructura de la red para satisfacer los requisitos futuros del sistema requeriría un esfuerzo conjunto en la planificación, el despliegue y la operación de la red y, lo más importante, una colaboración más estrecha y una mejor alineación entre las partes interesadas.

Mejorar la flexibilidad de la planificación de la red: la planificación de la red podría mejorarse mediante un enfoque más proactivo para identificar y priorizar las necesidades de inversión y un proceso de planificación e implementación más ágil (por ejemplo, realizando actualizaciones anuales dentro del período regulatorio de seis años). La planificación de las redes de distribución también se beneficiaría de una mayor claridad sobre los marcos de remuneración de los operadores de la red. Más allá de la expansión de la red, los planes de inversión también podrían considerar la modernización y la digitalización de la red, preparándose para mayores necesidades de flexibilidad y mecanismos de respuesta a la demanda.

Además, si se tienen en cuenta los objetivos REPowerEU de la UE y el plan de acción para la red, podría haber razones convincentes para realizar inversiones tempranas en la red, en particular cuando se pueda anticipar con fiabilidad la nueva generación y la demanda. Dichas inversiones podrían priorizar proyectos de red estratégicos y cumplir las directrices de la Comisión Europea.

Agilizar el despliegue de la red: a medida que la planificación de la red se vuelve más ágil, también se podrían agilizar los procesos de despliegue de infraestructura. El acceso a la red para los desarrolladores de energías renovables podría mejorarse ofreciendo módulos de conexión técnicamente estandarizados y facilitando los requisitos de conexión permitiendo conexiones condicionales con un nivel de restricción acordado previamente. La autorización para el despliegue de la red en sí podría acelerarse mediante soluciones que agilicen los pasos de autorización (por ejemplo, implementando una ventanilla única para la autorización de expansión de transmisión y distribución o creando corredores eléctricos donde se facilite la tramitación de permisos en determinadas condiciones).

Aumentar la resiliencia de las operaciones de la red: las limitaciones de la cadena de suministro podrían mitigarse estandarizando los equipos adquiridos para reducir los costos y los plazos de entrega y estableciendo acuerdos marco a largo plazo con los fabricantes de equipos originales, lo que proporcionaría visibilidad sobre la demanda futura. Las iniciativas de capacitación y reciclaje, en colaboración con las EPC, podrían incentivar a los empleados a aprender habilidades para ocupaciones de alta demanda, lo que ayudaría a abordar la escasez de talento.

Mejorar la colaboración, y la alineación entre las partes interesadas podría ser un factor clave para la planificación, el despliegue y la operación de la red. Promover una alineación más estrecha entre operadores y reguladores podría ayudar a mejorar las inversiones, aportar claridad y previsibilidad al marco de remuneración de las inversiones y establecer un proceso de actualización de la remuneración que se ajuste a diferentes contextos económicos (por ejemplo, teniendo en cuenta una mayor inflación y tipos de interés).

Aumentar la visibilidad entre las partes interesadas: la colaboración también podría mejorarse aumentando la visibilidad sobre los incentivos de inversión, incluido el posible acceso a fondos de la UE. El fortalecimiento de la colaboración entre las partes interesadas del mercado puede aumentar la visibilidad de los desarrolladores de energías renovables sobre las limitaciones de la red y los proyectos de demanda (por ejemplo, publicando la capacidad actual y futura disponible de las subestaciones). También puede promover más proyectos de interés nacional común que puedan agilizar el despliegue de la red junto con proyectos de energías renovables y electrificación. Promover la transformación tecnológica de las redes para desbloquear ganancias de eficiencia sin incurrir en elevadas inversiones de expansión también podría ser un factor clave. 7. Garantizar la capacidad firme 24 horas al día, 7 días a la semana en el sistema.

La estructura actual del mercado eléctrico no garantiza la sostenibilidad de los activos existentes que pueden proporcionar capacidad firme, ni la incorporación de nuevos tipos de activos y soluciones al sistema.

Insostenibilidad de los activos de capacidad firme: los activos existentes que pueden proporcionar capacidad firme (como los ciclos combinados de turbinas eólicas) se enfrentan a grandes desafíos para seguir siendo rentables a medida que los precios spot de la electricidad disminuyen y los activos se utilizan menos horas a lo largo del año, ya que las energías renovables de menor coste marginal cubren la mayor parte de las necesidades diarias de electricidad. Esto significa que el uso de ciclos combinados de turbinas eólicas podría reducirse a tan solo 700 horas, en comparación con los niveles actuales de 3.000 horas y más, lo que elevaría los precios y aumentaría la volatilidad. La falta de mecanismos para incentivar la reconfiguración de estos activos agrava esta situación (por ejemplo, según nuestro análisis, cubrir los costos fijos de los ciclos combinados de turbinas eólicas para mantener estos activos en funcionamiento podría requerir pagos por capacidad de aproximadamente 20.000 € por MW). Por otra parte, las baterías aún no son totalmente rentables a través de los flujos de ingresos existentes (por ejemplo, los precios spot diarios máximos hoy todavía están aproximadamente un 42 por ciento por debajo del costo nivelado de almacenamiento BESS).52

No se están implementando soluciones alternativas de capacidad firme: las soluciones alternativas, como la energía hidroeléctrica por bombeo o la instalación de BESS, no se están implementando según se necesita debido a la falta de visibilidad sobre los flujos de ingresos futuros (por ejemplo, la compensación actual por estos activos todavía está vinculada a una volatilidad significativa del mercado a través del arbitraje y los servicios auxiliares). Además, la incertidumbre sobre la curva de aprendizaje de algunas de estas tecnologías, en particular BESS, plantea desafíos adicionales a la financiabilidad de los proyectos (por ejemplo, las previsiones del NREL para un gasto de capital de BESS de iones de litio de cuatro horas a escala de servicios públicos en 2030 oscilan entre 144 y 300 dólares por MWh en diferentes escenarios).53

Potenciales oportunidades

Se podría garantizar una capacidad firme las 24 horas del día, los 7 días de la semana, de tres maneras: aprovechando los activos de capacidad firme existentes (como los ciclos combinados de gas y la energía hidroeléctrica de bombeo), añadiendo nuevos activos ecológicos (incluido el almacenamiento en baterías y la energía hidroeléctrica de bombeo nueva o modernizada) y activando palancas de flexibilidad (por ejemplo, la respuesta a la demanda).

Aprovechar los activos de capacidad firme existentes: esto requeriría una implementación oportuna de mecanismos adecuados de remuneración de la capacidad en línea con el diseño de mercado propuesto por la Comisión Europea que ya se está explorando en España. A corto plazo, esto podría permitir un caso de negocio viable para los ciclos combinados de gas y la nueva energía hidroeléctrica de bombeo. A mediano plazo, podría permitir el despliegue gradual de BESS mientras la tecnología madura y se vuelve competitiva en términos de costos. La energía hidroeléctrica de bombeo puede ser una solución para el almacenamiento de larga duración con costos competitivos y, si se implementa mediante la modernización de los embalses existentes, evitaría los complejos permisos ambientales y la renuencia del público. Mejorar los mercados de servicios auxiliares hacia servicios adicionales necesarios y mercados a más largo plazo también podría proporcionar mecanismos adicionales para mejorar el caso de negocio de la capacidad firme.

Agregar nuevos activos verdes: los PPA granulares 24/7 podrían usarse para incentivar aún más el despliegue de nuevas tecnologías, aumentando la liquidez del mercado. Estos productos podrían ofrecer un precio estable tanto para los productores como para los consumidores de electricidad. Proporcionar capacidad verde 24/7 requeriría el uso de un conjunto diverso de soluciones (por ejemplo, almacenamiento y respuesta a la demanda), lo que proporcionaría ingresos adicionales y estables para estas tecnologías.

Activar palancas de flexibilidad: finalmente, para mitigar el desafío de hacer coincidir los perfiles diarios de oferta y demanda, la combinación de generación de energía podría diversificarse mediante la implementación de nuevos proyectos eólicos que ya están en trámite y mediante la repotenciación de activos que se acercan al final de su vida útil. La capacidad eólica adicional podría mejorar el perfil general de generación y, a pesar de tener un LCOE más alto que la solar, la energía eólica puede ser una solución competitiva.

La oportunidad para España es clara, pero, al final, la coordinación entre las partes interesadas es esencial para permitir estos desbloqueos. Las entidades públicas, los desarrolladores de energías renovables, las instituciones financieras, los proveedores y los consumidores tendrían que trabajar juntos para crear un entorno regulatorio propicio, compartir experiencias y mejores prácticas y fomentar una cultura de colaboración. De esta manera, estas partes interesadas podrían crear un sistema energético más sostenible, resiliente, competitivo y asequible que beneficie a todos en España.

Adendum 1: 

La Iniciativa Ibérica para la Transición Industrial y Energética

Los objetivos de descarbonización de España y Portugal para alcanzar cero emisiones netas en 2050 requerirán la participación de todos los sectores e industrias. McKinsey creó la Iniciativa Ibérica para la Transición Industrial y Energética para que actúe como un grupo de expertos líder y un acelerador de la demanda y la inversión en la península Ibérica. El objetivo principal de la Iniciativa es ayudar a España y Portugal a alcanzar sus objetivos de descarbonización, al tiempo que aprovecha la oportunidad de desarrollar nuevas industrias y ampliar las existentes.

La Iniciativa Ibérica para la Transición Industrial y Energética cuenta actualmente con más de diez miembros fundadores, entre los que se incluyen importantes organizaciones energéticas, industriales y financieras. Los miembros de la Iniciativa asisten a reuniones periódicas para debatir misiones temáticas clave en torno al camino a seguir para la energía y la industria en España y Portugal.

En el primer trimestre de 2024, se celebraron más de 20 mesas redondas para debatir los temas de electrificación y energías renovables, así como las moléculas renovables (incluido el hidrógeno verde, los combustibles sostenibles y el biometano). Las conclusiones de estas mesas redondas sirvieron para fundamentar esta serie de artículos, que se centra en España, aunque muchas de ellas también pueden aplicarse a Portugal. En esta iniciativa participarán diversos actores interesados; la colaboración público-privada será esencial para materializar la visión de la Iniciativa.

Adendum 2

Los escenarios de la Iniciativa Ibérica de Industria y Energía

La Iniciativa Ibérica de Industria y Transición Energética definió dos escenarios, basados ​​en un modelo energético integrado de abajo a arriba de McKinsey Energy Solutions, para representar el rango de posibles trayectorias para el futuro del consumo de energía y la generación de energía en Iberia.

El escenario de límite inferior, o escenario de impulso continuo, supone una continuación de las trayectorias de costes actuales y la implementación de políticas activas. Este escenario refleja la situación actual y la progresión esperada si no se producen cambios significativos.

Por otro lado, el escenario de límite superior es una visión aspiracional del futuro. Supone que las fuentes de energía renovables tienen un precio razonable y están optimizadas para reducir los costes de generación, al tiempo que se mantiene la estabilidad del sistema y se garantiza un beneficio mínimo viable para los proyectos de energías renovables.

Sobre los autores:

André Anacleto es socio de la oficina de McKinsey en Lisboa, donde Maria João Ribeirinho es socia principal, Diogo Amorim Santiago es consultor y Patrícia Ovídio es socia asociada; David González es socio senior de la oficina de Madrid, donde Ignacio Martínez Giménez es consultor.

Los autores desean agradecer a Álvaro Bau, Álvaro González, Denitsa Georgieva, Diogo Cary, Fábio Neves, José Diogo Peres, José Luis González, José Pimenta da Gama, Joseba Eceiza, Juan Antonio Bahillo, Tamara Gruenewald, Tomás Calleja y Xavier Riba por sus contribuciones a este artículo.

Para leer el artículo original y entrar en los hipervínculos, se puede acceder desde este enlace.

Artículo traducido por L. Domenech