Capítulo 15. Promoción de las energías renovables: la experiencia de España

Capítulo 15
Promoción de las energías renovables:
la exPeriencia de esPaña

luis agosti y Jorge padilla

Como en muchos otros países, la regulación del sector eléctrico español se
ha centrado en tres objetivos en ocasiones opuestos: precios bajos, seguridad
de suministro y sostenibilidad medioambiental. Durante los últimos años, el
gobierno español ha fomentado el desarrollo de las energías renovables, solar
y eólica principalmente, teniendo en cuenta estos objetivos. Se esperaba que el
aumento de la capacidad de generación de energía renovable con bajos costes
marginales redujera los precios del mercado mayorista (excluyendo los subsi-
dios), redujera también la dependencia histórica de la economía española de
las importaciones de energía primaria y ayudara a la consecución de los obje-
tivos del gobierno en materia de reducción de emisiones.
los incentivos a la inversión en energías renovables se basan en un sis-
tema dual de tarifas y primas a la producción 1. los generadores de energías
renovables pueden escoger entre vender su producción a un precio fijo regula-
do o venderla al precio de mercado y recibir una prima adicional. además, la
inversión en renovables se beneficia de un marco regulatorio y administrativo
con menores barreras a la entrada que el resto de las tecnologías y de condi-
ciones de acceso a la red relativamente favorables en comparación con otros
países.

1
los sistemas de tarifas y primas se consideran mecanismos particularmente eficientes de fomento
de las energías renovabas. Ver CEER (2008); IEa (2008, 2009).

518 luIS agoStI y JoRgE paDIlla

la política del gobierno español en materia de renovables tiene aspectos
ciertamente loables, pero también puede ser criticada por diferentes motivos.
El análisis de la Comisión Europea sobre los diferentes mecanismos de pro-
moción de las energías renovables tiene en cuenta dos indicadores relativos a
la efectividad y la eficiencia de cada mecanismo. El indicador de efectividad
muestra para cada tecnología el incremento en generación renovable en com-
paración con su potencial realizable estimado a medio plazo 2. El indicador
de eficiencia compara el subsidio medio recibido por cada tipo de tecnología
con su coste de generación. un mecanismo de promoción de renovables es
más eficiente cuanto menor es el subsidio recibido en comparación con su
coste.
El sistema del gobierno español ha demostrado ser efectivo. En 2008, la
capacidad de generación con energías renovables representó un 42% de la
capacidad total de generación y produjo un 22% de electricidad total. Hoy
en día, España es el segundo país de la unión Europea (uE) en términos de
energía eólica generada. En noviembre de 2009, la producción eólica alcanzó
récords de producción cubriendo en varias horas más del 50% de la demanda
de electricidad. la generación solar fotovoltaica (FV) ha experimentado un in-
cremento extraordinario en los últimos años al pasar de 146 MW de capacidad
instalada en 2006 a 3.342 MW en 2008. De hecho, España instaló en 2008 el
40% de las unidades instaladas en todo el mundo.
En lo que respecta a la generación eólica, la regulación ha sido tanto efectiva
como eficiente. la figura 1 muestra los indicadores de efectividad y eficiencia
—beneficio esperado—, en función del valor del subsidio medido en céntimos
de euro por kilowatio hora (c€/kWh), de los sistemas de fomento de energía
eólica renovable de varios Estados miembros de la uE. El sistema de fomento
de renovables es en este caso el más efectivo y el coste de los subsidios está en
línea con el subsidio medio de los Estados miembros.
la realidad de la generación solar es diferente. El rápido crecimiento de
la construcción de instalaciones solares descrito anteriormente es en parte re-
sultado de una prima extremadamente generosa. a medida que el número de
instalaciones ha crecido, el gobierno se ha ido comprometiendo al pago de
millones de euros por un periodo de veinte años. Inevitablemente, la conse-
cuencia ha sido una rebaja repentina en el valor de las primas a esta tecnología
en el año 2009.
En la actualidad, el debate en España se centra en el impacto de la política
de energías renovables sobre el funcionamiento del sector eléctrico en el fu-

2
El potencial realizable representa la capacidad máxima alcanzable, asumiendo que todas las ba-
rreras existentes puedan solventarse. la estimación del potencial realizable a medio plazo en los países
europeos hasta el año 2020 fue realizada utilizando el modelo green X. Ver Ragwitz et al. (2005).

pRoMoCIón DE laS EnERgíaS REnoVablES: la EXpERIEnCIa DE ESpaña 519

Figura 1
efectividad y eficiencia de los sistemas de promoción de generación eólica
en tierra en europa en 2006.
25

ES-FP ES-MO Primas
Cuota/TGC
Indicador de Efectividad (%)

20 Incentivos fiscales
IE
DE
15

10
AT
LT HU
CZ-MO
5
FR UK
CZ-FP IT
SE PL
FI BE-Wallonia BE-Flandes
0
–1 0 1 2 3 4 5 6 7 8

Beneficio Esperado ( Cent./KWh)

Fuente: Comisión Europea, 2008.
Nota: Mo = opción de mercado; Fp = opción de prima fija.

turo, en particular, sobre los precios mayoristas y minoristas, la operación del
sistema y la seguridad de suministro. ¿Ha ido el gobierno demasiado lejos con
su apoyo a las energías renovables? ¿Ha sacrificado los objetivos de eficiencia
económica y seguridad de suministro a favor de los objetivos medioambien-
tales?
Este capítulo busca dar respuesta a estas preguntas mediante la descripción
de la situación actual y de los retos futuros que plantea el fomento de las ener-
gías renovables en España. también explora las posibles soluciones a los pro-
blemas identificados. En primer lugar, se realiza un análisis del actual marco
regulatorio de las energías renovables. a continuación, el capítulo se centra en
aquellos retos que dificultan la expansión de la capacidad de generación reno-
vable futura —en particular, los efectos que la penetración de la producción de
origen renovable a gran escala ha tenido y tendrá en la operación del sistema
eléctrico español, en los incentivos a la inversión en las diferentes tecnologías
y en su efecto sobre los precios minoristas—. Finalmente, el capítulo examina
las posibles soluciones a los problemas planteados por el despliegue intensivo
de generación renovable.


i. situación actual de las energías renovables
en esPaña

En España las energías renovables forman parte del denominado Régimen
Especial (RE), que incluye la generación de electricidad procedente de recur-
sos renovables, cogeneración y residuos sólidos, con una potencia inferior a
50MW. las unidades convencionales —nuclear, grandes instalaciones hidráu-
licas y ciclos combinados de gas— operan bajo el Régimen ordinario (Ro).
En 2008, el RE fue responsable del 23% de la energía producida y represento
el 32% de la capacidad total instalada, como se puede ver en la tabla 1.

tabla 1
tecnologías de generación de electricidad en españa. diciembre 2008

Tecnología GWh % MW %
Hidráulica (> 50 MW) 21.428 7,5% 16.657 18,3%
nuclear 58.973 20,6% 7.716 8,5%
Carbón 46.275 16,1% 11.359 12,5%
Fuel/gas 2.378 0,8% 4.418 4,9%
Ciclo Combinado 91.286 31,8% 21.675 23,9%
Régimen Ordinario 220.340 76,9% 61.825 68,0%
Hidráulica (< 50 MW) 4.416 1,5% 1.979 2,2%
Eólica 31.393 11,0% 15.874 17,5%
otras Renovables 7.183 2,5% 4.069 4,5%
no renovables a 23.308 8,1% 7.132 7,8%
Régimen Especial 66.300 23,1% 29.054 32,0%
total 286.640 100,0% 90.879 100,0%
Fuente: REE, 2008.
a
Incluye cogeneración y residuos sólidos.

la figura 2 muestra la capacidad de generación de tecnologías renovables
(excluyendo grandes instalaciones hidráulicas) en varios países de la uE según
información del año 2007. En términos absolutos, España está en segundo
lugar en términos de capacidad, después de alemania. En términos relativos,
la capacidad de generación renovable representó el 21% del total de capacidad
instalada, la segunda en proporción después de portugal.
Entre las diferentes tecnologías que se incluyen en el RE, la generación
eólica tiene un papel predominante. Como se muestra en la tabla 2, la ca-
pacidad eólica en tierra ha crecido de 886 MW en 1998 a 15.709 MW en
2008. la generación eólica, junto con los ciclos combinados, ha dominado
la evolución del mix de generación en España en la última década. Estas dos


Figura 2
tecnologías de generación renovables en la ue, 2007
30.000
Eólica en tierra
19 Hidráulica
25.000
Fotovoltáica
Otros
20.000 21 % Porcentaje capacidad total
MW

15.000

10.000

5.000 5 5
24 13 12 6 4 2
11 11 7 7
16 5
0
ca

da

do
o

a
ia

ria

ía

a

ga

a

a
ña

a

lia
l
ga

rg

ni
ic

ni

ci
ci
an

gr

Ita
he

an

ni
st

ue
pa

lg

an
re

to

lo
rtu

bu

un

U
em

Au

Bé

Po
C

Es
G
Irl

or
Es

Fr
Po

m

H

no
N
a
Al

xe

lic

ei
Lu

úb

R
ep
R

Fuente: CEER, 2008.
Nota: los datos excluyen las grandes instalaciones de generación hidráulica.

tabla 2
evolución de la capacidad instalada renovable y otra capacidad adscrita al re (mW)

Residuos
Hidráulica Hidráulica Cogenera- Residuos
Año Biomasa Solar Eólica sólidos
(< 50 MW) (> 50 MW) ción sólidos
urbanos
1998 81 1 886 1.300 16.454 3.673 334 n/a
1999 88 2 1.686 1.439 16.526 4.206 351 29
2000 144 2 2.296 1.469 16.526 4.929 339 81
2001 230 4 3.508 1.562 16.588 5.352 449 157
2002 352 8 5.066 1.594 16.587 5.567 461 324
2003 454 12 6.324 1.666 16.658 5.628 468 420
2004 469 23 8.522 1.708 16.657 5.694 585 469
2005 499 48 10.097 1.765 16.657 5.706 585 538
2006 540 146 11.891 1.893 16.657 5.836 579 624
2007 557 695 14.423 1.913 16.657 6.060 569 527
2008 582 3.342 15.709 1.965 16.657 6.168 579 554
Fuente: CnE, 2009b.
Nota: El RE incluye renovables, cogeneración, residuos sólidos urbanos y excluye las grandes instalaciones
hidráulicas.


tecnologías han representado el 94% de toda la capacidad de nueva instala-
ción entre 2003 y 2008. la generación solar fotovoltaica representa sólo el
3% de la capacidad, si bien el ritmo de inversión en los dos últimos años ha
sido extraordinario.
Como resultado del crecimiento de la capacidad de generación renovable,
la producción del RE ha experimentado aumentos muy importantes en los últi-
mos años. Como se muestra en la figura 3, el aumento de la producción del RE
combinado con la reducción de la demanda en 2009, consecuencia de la crisis
económica, ha provocado que el RE haya cubierto más del 30% de demanda
—una cifra que aumenta por encima del 40% si se incluye la producción de las
grandes instalaciones hidráulicas que operan en el Ro.

Figura 3
evolución de la demanda y cobertura del re
300.000 35
Demanda
250.000 Contribución Régimen Especial 30

25
200.000

20
GWh

(%)
150.000
15
100.000
10

50.000 5

0 0
1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009
Año
Fuente: REE, 2008.

1. objetivos regulatorios y políticos
El principal objetivo de la política del gobierno español en materia de
energías renovables es la reducción de las emisiones de Co2. En el año 2008,
la generación de electricidad con recursos renovables, sin incluir las grandes
instalaciones hidráulicas, evitó más de quince millones de toneladas (Mt) de
Co2 3, lo que representa aproximadamente un 4% de las emisiones anuales
registradas en el periodo 1990 y 2007. actualmente, las emisiones anuales
de Co2 se sitúan en un 52% por encima del año base de emisiones, y casi un

3
En relación a un escenario contrafactual donde la misma cantidad de energía fuera generada por
ciclos combinados.


37% por encima del objetivo de emisiones de España para el cumplimiento del
protocolo de Kioto. las políticas regulatorias dirigidas a fomentar la inversión
en energías renovables son una respuesta natural al aumento significativo de
las emisiones de Co2.
otro objetivo fundamental es la reducción de la dependencia de la ener-
gía primaria del exterior. la producción interior de energía primaria (in-
cluyendo la generación nuclear) representa actualmente tan sólo un 19%
de toda la energía primaria consumida en España. Con apenas nada de pro-
ducción de gas y petróleo, la mayor parte de la producción interior de ener-
gía primaria recae sobre la generación nuclear y el carbón, sobre las que
existe una fuerte presión para que se reduzca su importancia en el futuro 4.
El gobierno actual se ha posicionado claramente a favor de abandonar la
energía nuclear y apoyar la producción de energías renovables. En el caso
del carbón, la actividad minera está subvencionada en su mayor parte y es
probable que desaparezca en el medio plazo 5. las energías renovables se-
rán entonces la única fuente de producción interior de energía primaría. Se
estima que sólo si las energías renovables se incrementan a un ritmo del 8%
anual, España será capaz de mantener su grado de dependencia energético
del exterior por debajo del actual 80%. Sin la contribución de las energías
renovables, la dependencia de energía primaria se situaría en torno al 90%
en el año 2020 6.
un tercer objetivo de la promoción de las renovables se refiere a su im-
pacto sobre los precios de la electricidad. Se esperaba que la expansión de
las energías renovables, que se caracterizan generalmente por tener costes
variables bajos y no ser gestionables, contribuyera a reducir los precios ma-
yoristas de la electricidad, por lo menos a corto y medio plazo. Siempre que
la capacidad adicional sea propiedad de generadores no incumbentes, ésta
contribuiría a solucionar los problemas de poder de mercado en el mercado
de generación de electricidad que repetidamente ha insinuado el gobierno. El
efecto de esta expansión de capacidad se considera también como un medio
para compensar el coste de los subsidios a la generación con tecnologías
renovables.

4
Según el criterio de la agencia Internacional de la Energía, la forma de energía primaria correspon-
diente a la energía nuclear no es el calor específico del combustible nuclear, dado que es difícil establecer
su valor de manera cierta. En su lugar, se considera que la forma primaria del combustible nuclear es el
calor específico del vapor en el reactor, por lo que se considera una fuente de energía nacional.
5
El plan para el fomento del carbón doméstico implica la reducción de la producción de carbón hasta
los 9,2 Mt en 2012. Ver Comisión Europea (2006, 2009b).
6
En este escenario se considera un crecimiento para la energía primaria en España del 1,3% anual,
según las estimaciones de la aIE para España, y que la producción nuclear y de carbón se mantiene en los
niveles de 2008.


2. marco regulatorio de las tecnologías de generación de electricidad
renovables
El marco legal del RE ha evolucionado sustancialmente a lo largo de los
últimos quince años. El primer incentivo a la producción eléctrica con fuentes
de energía renovables entró en vigor con la ley del Sector Eléctrico en 1997
y el Real Decreto 2818/1998, el cual establecía un mecanismo retributivo para
cada tecnología que consistía en una prima fija sobre el precio medio de mer-
cado mensual.
En 1999, el gobierno aprobó el plan de Fomento de las Energías Renova-
bles (pFER), que establecía objetivos de inversión para cada tecnología con
el propósito de que el 12% de la energía primaria en España en 2010 fuera de
origen renovable (incluyendo grandes instalaciones hidráulicas). El gobierno
también aprobó varias medidas destinadas a incentivar la participación de estas
tecnologías en el mercado. las unidades de generación del RE tenían la opción
de firmar contratos bilaterales con las empresas comercializadoras y se les
concedió un pago por capacidad que posteriormente fue eliminado en 2007.
En 2004, este marco regulatorio fue modificado por el Real Decreto
436/2004, el cual permitía a los generadores vender su producción a las empre-
sas distribuidoras a una tarifa fija o venderla en el mercado al precio del merca-
do más una prima, y en algunos casos un incentivo adicional 7. la posibilidad
de elegir entre estas dos opciones fue en sí mismo una ventaja con respecto
al Real Decreto 2818/1998. además, el Real Decreto 436/2004 introduce un
incremento neto en la compensación, bastante alto en el caso de algunas tecno-
logías. Como resultado de estas modificaciones, después de la entrada en vigor
del Real Decreto 436/2004, la mayor parte de la generación del RE se trasladó
de la opción de venta de distribuidora a tarifa fija a la opción de mercado, como
se puede observar en la figura 4.
En el año 2005, tras una revisión del pFER se concluyó que la evolución
prevista de la inversión en renovables no sería suficiente para cumplir con los
objetivos fijados para el 2010. En consecuencia, el pFER se actualizó con el
plan de Energías Renovables 2005-2010 (pER). De acuerdo a esta plan, para
el 2010, el 12% de la energía primaria en España debía tener origen renovable
y un 29,4% de toda la generación de electricidad origen en tecnologías reno-
vables. El pER 2005-2010 consideraba que era necesario reforzar el apoyo del
gobierno a las energías renovables mediante la introducción de nuevas medi-
das, incluidos mayores incentivos económicos.

7
Con un mecanismo de subvenciones basado en primas fijas, los generadores venden su producción
a una tarifa fija, con independencia del precio de la electricidad en el mercado mayorista con la opción de
prima, reciben un precio igual al precio del mercado más una prima. los valores de las tarifas y primas se
fijaban en referencia a la tarifa media de referencia (tMR), que establecía el coste medio de la electricidad
en un año concreto.


Figura 4
ventas de la producción del re a distribuidora y a mercado
80.000
Ventas a precio fijo
70.000 Ventas a opción de mercado

60.000

50.000
73%
19%
GWh

40.000 52% 73%
74%
30.000

20.000 81%

48%
10.000 27% 27%
26%

0
2004 2005 2006 2007 2008
Año
Fuente: CnE, 2009b.

Como resultado se produjo una nueva modificación del marco regulatorio
de las renovables en España, materializado en el Real Decreto 661/2007, que
es el marco regulatorio actualmente vigente en España. El régimen económico
es relativamente similar al establecido en el Real Decreto 436/2004. Cada uni-
dad puede escoger entre vender la energía a una tarifa fija o vender a precio de
mercado y puede cambiar de una opción a otra a condición de que permanezca
durante al menos un año en la opción escogida. El nivel de los incentivos eco-
nómicos es ligeramente superior al que establece el Real Decreto 436/2004.
la tabla 3 muestra la evolución de las primas y tarifas bajo cada uno de los
diferentes marcos regulatorios. Como se puede ver, el Real Decreto 436/2004
ya suponía un incremento importante en el valor de los incentivos, especial-
mente en el caso de la energía solar fotovoltaica y solar térmica, incentivos que
aumentaron nuevamente con el Real Decreto. Con el objeto de limitar el coste
de los mecanismos de apoyo a las renovables, reducir el riesgo para el inver-
sor y limitar el coste máximo de las primas a la producción, el Real Decreto
661/2007 introdujo un sistema de primas máximas y mínimas en la opción de
venta a precio de mercado para algunas tecnologías. El Real Decreto 661/2007
también estableció que el mecanismo de remuneración de la producción de-
bería ser redefinido una vez que se hubiera alcanzado el 85% de los objetivos
de capacidad en cada tecnología. En el caso de la energía solar fotovoltaica,
el objetivo del 2010 fue ya excedido en 2008. la capacidad instalada en este


tabla 3
evolución del marco regulatorio del régimen especial

RD 2818/1998 RD 436/2004 RD 661/2007
1998 2004 2007
Tecnología
Prima Tarifa Prima Tarifa Prima
(€/MWh) (€/MWh) (€/MWh) (€/MWh) (€/MWh)
FV < 100 kWp 60,0 414,4 n/a 440,0 n/a
FV > 100 kWp 30,0 216,2 187,4 [229-417] n/a
Solar térmica 20,0 216,2 187,4 269,0 254,0
Eólica < 5 MW 31,6 64,9 36,0 73,0 29,0
Eólica > 5 MW 31,6 64,9 36,0 73,0 29,0
geotérmica < 50 MW 32,8 64,9 36,0 69,0 38,0
Mini hidráulica < 10 MW 32,8 64,9 36,0 78,0 25,0
Hidráulica 10–25 MW [0-35,8] 64,9 36,0 [66-78] 13,0
Hidráulica 25–50 MW [0-35,8] 57,7 28,8 [66-78] 13,0
biomasa (biocultivos, biogás) 28,0 64,9 36,0 [107-158] [61-115]
Residuos forestales 28,0 57,7 28,8 [96-130] [30-97]
Residuos sólidos urbanos 22,0 50,5 21,6 [38-53] [30-97]
Nota: para algunas tecnologías, el valor de la prima puede variar con el tamaño de la instalación. los rangos indican
el valor máximo y mínimo que puede alcanzar la prima en cada caso.

año alcanzó 3.342 MW, comparado con el objetivo de 371 MW establecido
en el pER para el 2010. En consecuencia, el gobierno diseñó un nuevo marco
regulatorio para la energía solar fotovoltaica que entró en vigor con el Real
Decreto 1578/2008.
En el año 2009, el sector de las renovables redujo su expansión significa-
tivamente como resultado de varios factores, incluyendo algunas barreras ad-
ministrativas, incertidumbre sobre el marco económico que se definiría tras la
consecución de los objetivos del año 2010 y la recesión económica. la inver-
sión en energía eólica y solar fotovoltaica se ha paralizado casi por completo.
En cualquier caso, no hay muchas dudas sobre el hecho de que la expan-
sión de las renovables continuará en el futuro. España está obligada a trasponer
la Directiva 2009/28/EC relativa al fomento del uso de energía procedente de
fuentes renovables 8, la cual requiere que el 20% del consumo de energía final
en 2020 provenga de recursos renovables. además, el gobierno español ha
hecho del sector de las renovables una prioridad nacional y está preparando en
la actualidad una nueva ley sobre eficiencia energética y energías renovables,

8
Directiva 2009/28/EC del parlamento Europeo y del Consejo, de 23 de abril, relativa al fomento
del uso de energía procedente de fuentes renovables y por la que se modifican y se derogan las Directivas
2001/77/CE y 2003/30/CE.


que trasladará a la legislación española la regulación europea sobre energía y
cambio climático, y un nuevo plan de Energías Renovables 2010-2020, que es-
tablecerá objetivos individuales para cada tecnología y las medidas correspon-
dientes que deberán ser adoptadas para la consecución de dichos objetivos 9.
los datos de 2008 muestran que España está bien posicionada para alcan-
zar los objetivos de la Directiva Europea sobre renovables para el año 2020 en
el caso de la electricidad. no tanto sin embargo en el caso de las energías reno-
vables correspondientes a las áreas de transporte y calefacción. En el 2008 la
cuota de energía final con origen renovable era aproximadamente del 9%, con
un 5% que corresponde al sector eléctrico y un 4% que corresponde al sector
del transporte y calefacción (MItyC, 2009a). Según el gobierno español, el
escenario correspondiente a 2020 requerirá que aproximadamente un 40% de
la electricidad sea producida con energías renovables, lo que equivale aproxi-
madamente a un 9% de la energía final total. El 11% restante necesario para
alcanzar el 20% deberá ser obtenido en las áreas de transporte y calefacción.
Estas estimaciones implican tasas de crecimiento anuales elevadas, del 6% en
el caso de la electricidad y del 11% en los sectores del transporte y calefacción,
tal y como se refleja en la figura 5.

Figura 5
crecimiento de las energías renovables hasta 2020 y su contribución al consumo
de energía final
140.000
Convencional
130.000 Electricidad renovable TACC 11%
11%
120.000 Renovables calefacción
y transporte TACC 6%
110.000 9%
4%
100.000 5% TACC 0,6%
kteo

90.000
80.000
91% 80%
70.000
60.000
50.000
2008 2020
Año

Fuente: Estimaciones de los autores, asumiendo un 40% de la generación de electricidad procedente de recursos
renovables en el 2020. Se asume un crecimiento del consumo de energía final de un 1,8% anual según las estimaciones
para España durante el periodo 2007-2016 de la aIE, 2009. ktep = kilotoneladas equivalentes de petroleo; taCC = tasa
anual de crecimiento constante.

9
El Ministerio de Industria, turismo y Comercio ha considerado en varias ocasiones que los objeti-
vos del 2020 requieren un 40% de la electricidad con origen renovable. Ver Ministerio de Industria turismo
y Comercio (2009b).


ii. valoración de la Política sobre renovables
vigente

¿Es posible concluir que el mecanismo de fomento de las energías renova-
bles desarrollado por el gobierno español ha contribuido a la consecución de
sus principales objetivos: sostenibilidad medioambiental, menores costes de
la electricidad e incremento de la seguridad de suministro? Como se discute
en detalle en los siguientes párrafos, el actual mecanismo de fomento de las
renovables ha demostrado ser efectivo, si bien también ha sido muy costoso,
ha provocado un aumento de los precios de la electricidad y ha suscitado di-
versas preocupaciones en relación a la operación del sistema y su seguridad,
especialmente a largo plazo.

1. sostenibilidad medio ambiental: efectividad y eficiencia

El sistema español de fomento de las energías renovables ha demostra-
do ser altamente efectivo. En general, los objetivos de capacidad establecidos
para 2010 están a punto de alcanzarse, si bien para algunas tecnologías defi-
nidas en el pER 2005-2010 y en el Real Decreto 661/2007 los objetivos no se
van a alcanzar, según los datos que se muestran en la tabla 4. El aumento de
las energías renovables ha contribuido significativamente a la reducción de
emisiones de Co2.

tabla 4
objetivos de capacidad para el año 2010

Septiembre 2009 (MW) Objetivo 2010 (MW) % cumplimiento
Cogeneración 6.464 9.215 70%
Solar FV 4.824 371 1.300%
Solar térmica 82 500 16%
Eólica 17.269 20.155 86%
Repotenciación Eólica a 0 2.000 0%
Hidraúlica (< 10 MW) 1.414 2.400 59%
biomasa 674 1.567 43%
Residuos sólidos 269 350 77%
total 30.996 36.558 85%
Fuente: CnE, 2009b.
a
la repotenciación implica el reemplazo de las turbinas eólicas de primera generación con turbinas modernas de
potencia superior.


Sin embargo, la efectividad del mecanismo de fomento de las energías
renovables en España se ha producido a expensas de un coste considerable.
Como se muestra en la tabla 5, en 2008 el subsidio medio por MWh recibido
por las unidades del RE se situó en un 75% por encima del precio del mercado.
Se espera que a finales del 2009, el volumen total de los subsidios al RE alcan-
cen los 4,7 billones de euros (CnE, 2009c). En concreto, el 40% de todos los
subsidios se destinan al fomento de la producción solar FV, la cual representa
sólo el 3,7% de toda la generación de RE.

tabla 5
subsidios implícitos a la generación del re en 2008

Prima
Precio total Precio de Prima
Capacidad Energía implícita
recibido mercado implícita
(MW) (GWh) sobre
(€/MWh) (€/MWh) (€/MWh)
mercado
Cogeneración 6.136 21.088 99,2 64,5 34,7 54%
Solar 3.454 2.541 453,0 64,5 388,6 603%
Eólica 15.982 31.869 100,4 64,5 36,0 56%
Minihidraúlica 1.945 4.632 96,2 64,5 31,8 49%
biomasa 583 2.487 116,5 64,5 52,0 81%
Residuos sólidos 569 2.732 87,8 64,5 23,3 36%
Residuos sólidos
urbanos 573 3.156 111,4 64,5 47,0 73%
total re 29.242 68.504 113,4 64,5 49,0 76%
Fuente: CnE, 2009b.

2. reducción de los costes de la electricidad
En 2009, una combinación de diferentes factores —incremento de la ca-
pacidad de generación renovable, reducción de la demanda y elevados aportes
hidráulicos— derivaron en un rápido incremento de la cobertura de la deman-
da por parte del RE, la cual cubrió un 28% de la generación en el periodo
comprendido entre enero y octubre de 2009.
El aumento de la penetración del RE ha tenido implicaciones sustanciales
en la operación del sistema eléctrico español. En concreto, el incremento de
la generación renovable ha tenido un impacto en los precios que perciben los
consumidores. la estimación de dicho impacto es un ejercicio complejo, dado
que el incremento de la generación renovable tiene consecuencias diversas que
pueden afectar a los precios en diferente sentido.
En primer lugar, los consumidores de electricidad pagan los subsidios a la
promoción de energía renovable a través de las tarifas reguladas de acceso a la


red. El gobierno fija estas tarifas periódicamente y éstas se aplican a todos los
consumidores que tienen acceso a la red eléctrica. Estas tarifas se establecen
teniendo en cuenta el coste de la actividad de transporte y distribución, los
subsidios a la producción de renovables y otros costes del sistema 10.
El peso de estos subsidios en el cálculo de las tarifas es significativo. no es
sorprendente por tanto que los subsidios a la producción de renovables hayan
incrementado las tarifas de acceso que paga el consumidor medio. Estas tarifas
se han incrementado de 15,70 € por MWh en 2008 a 33,3 €/MWh en 2009
—un incremento del 112%, la mitad del cual está causado por los mecanismos
de fomento de las renovables— 11. Dado que las tarifas de acceso suponen el
50% de los precios finales de la electricidad, el incremento en las tarifas de
acceso ha tenido un importante impacto sobre el coste de la electricidad y con-
secuentemente sobre el bienestar del consumidor (CnE, 2009a).
En segundo lugar, el incremento de la generación de origen renovable pue-
de reducir los precios del mercado mayorista a corto plazo. En España, la pro-
ducción de la mayoría de las unidades del Ro y del RE se oferta en el mercado
diario, que es un mercado tipo pool en el cual todos los generadores reciben el
precio marginal del mercado en cada hora, siempre que oferten su capacidad a
precios inferiores al precio de casación del mercado. las unidades convencio-
nales generalmente ofertan su capacidad en relación a sus costes variables de
producción. las energías renovables del RE, independientemente de la opción
de venta que hayan escogido, introducen toda su capacidad en el mercado a
coste cero, dado que su capacidad no es gestionable y por ello necesitan vender
toda la energía que producen en cada momento del tiempo. Como resultado,
toda la energía del RE, incluyendo la producción de las tecnologías renova-
bles, se vende en el mercado diario, lo que reduce la demanda residual de las
unidades del Ro. un incremento de la producción del RE reduce la demanda
de las unidades que marcan el precio marginal del mercado diario, las unidades
del Ro. En consecuencia, el incremento de la oferta del RE reduce los precio
mayoristas (Sáenz de Miera et al., 2008).
El efecto neto del incremento de la capacidad de producción renovable en
los precios finales es en consecuencia ambiguo. la figura 6 muestra cómo el
efecto neto puede incrementar o reducir los precios finales, dependiendo de la
pendiente de la curva de oferta y de la magnitud de la prima que se paga para
incentivar la inversión en capacidad renovable.
nótese, sin embargo, que la reducción de los precios del mercado redu-
ce la remuneración que reciben las unidades de generación ya instaladas. la
adopción de una regulación dirigida al fomento de las renovables produce un
10
Estos incluyen entre otros, los costes del operador del sistema (REE), del operador del mercado
(oMEl) y del regulador energético (CnE).
11
tarifas medias de acceso, excluyendo el déficit ex-ante, como se describe en CnE (2009a).


Figura 6
efecto del fomento de las energías renovables en el mercado de generación
Caso 1 Caso 2
QER QER

{ {
PRE PRE
Incentivo B
neto
Incentivo

{
B PT
neto Reducción del
precio A
de mercado
Reducción del PT PRO DT
precio
de mercado
{P OR
A
DT

DRO DRO

QRO QT QRO QT

shock adverso en la rentabilidad actual y futura de aquellas unidades que pue-
den provocar que su inversión fuera ahora injustificable. En la medida en que
dicha política, o al menos algunos de sus elementos más importantes, no pudo
ser anticipada por estos agentes cuando realizaron dicha inversión, el impacto
adverso de dicha política en la rentabilidad de las unidades incumbentes puede
considerarse como una forma de imposición regulatoria que debería ser com-
pensada. además, la salida del mercado de aquellas plantas que estén infra
remuneradas tendrían el efecto de incrementar los precios y reduciría la efec-
tividad de las energías renovables como instrumento de reducción de precios.
por tanto, parece que una política de fomento de las energías renovables debe
ir mano a mano con algún tipo de medida compensatoria dirigida cubrir las
inversiones no amortizadas de los operadores incumbentes realizadas antes de
que se adoptara la nueva regulación. Estas compensaciones se justifican tanto
en términos de eficiencia como de justicia.
la figura 6 muestra dos ejemplos en los que la producción de energías
renovables puede incrementar o reducir los precios del mercado. En ambos
casos, Ejemplo 1 y Ejemplo 2, la producción del RE, QRE reduce la demanda
residual del Ro de Qt a QRo, lo cual causa una reducción del precio de casa-
ción del mercado de pt a pRo. Dado que las unidades del Ro reciben el precio
de casación del mercado, la reducción del precio provoca una reducción del
coste total equivalente al área a. por otro lado, las unidades del RE reciben
un precio igual a pRE, independientemente del precio de casación del merca-
do. un precio de casación inferior simplemente se traduce en un aumento de
las primas que reciben las unidades que operan en el RE. De este modo, un
incremento de la producción del RE resulta en unos pagos extras al RE equi-
valentes al área b. El efecto neto de incrementar la producción del RE será
una reducción (incremento) en el coste mayorista de la electricidad cuando


el área a es mayor (menor) que el área b. En el Ejemplo 1 el volumen de
los subsidios a las renovables es superior al ahorro derivado de la reducción
del precio de casación del mercado diario. En el Ejemplo 2, por el contrario,
el coste del subsidio es más que compensado por la reducción del precio del
mercado. El Ejemplo 1 se caracteriza por una curva de oferta relativamente
plana, mientras que el Ejemplo 2 muestra una curva de oferta con una mayor
pendiente.
En el caso de España, es probable que el efecto neto del fomento a la inver-
sión en renovables derivado de las primas y tarifas haya sido el de incrementar
el coste de la electricidad y por tanto el precio que perciben los consumidores.
Esto es debido a que en la actualidad la curva de oferta del mercado español
es relativamente plana en el margen, como resultado del elevado número de
ciclos combinados que compite en este rango de costes.
por ello, se espera que el aumento de capacidad renovable en el merca-
do diario tenga un impacto relativamente menor y en cualquier caso, menor
que el coste de los subsidios que perciben los propietarios de los activos de
generación renovables. nótese a este respecto que durante la primera mitad
de 2009, el precio del mercado diario se situó entre los 35 €/MWh y 40 €/
MWh, lo cual, dado que el mínimo establecido para la generación eólica es
de 71,30 €/MWh, implica una prima muy elevada. Es más, la naturaleza in-
termitente de la producción eólica y solar impone una presión adicional sobre
los precios. la producción de las unidades eólicas es enormemente variable
y precisa de capacidad térmica de soporte disponible, lo que incrementa las
necesidades de tener reserva térmica acoplada 12, que debe ser remunerada
apropiadamente.
a medio plazo, y con toda seguridad a largo plazo, es probable que la
política española de fomento de renovables provoque incrementos adicionales
en los precios de la electricidad. a medio plazo, si no se produce una refor-
ma sustancial del actual mecanismo de primas y tarifas, el coste total de los
subsidios al RE se incrementará en línea con los incrementos de capacidad
renovable.
a largo plazo, el incremento de la capacidad renovable desplazará fuera
del mercado una gran parte de la capacidad térmica convencional, provocando
que los precios se incrementen. a este respecto, nótese que la producción del
RE ya ha provocado una reducción nada despreciable de la producción de las
unidades térmicas convencionales. En el periodo comprendido entre noviem-
bre de 2008 y octubre de 2009, la producción de ciclos combinados ha sido
un 17% inferior que en los doce meses anteriores. parte de esta reducción es
consecuencia directa del incremento en la producción del RE. la reducción de

12
En media, la generación eólica requiere más de 600 MW de reservas adicionales.


la producción de las unidades térmicas ha resultado consecuente en menores
factores de carga, los cuales han caído del 53% en 2008 a aproximadamente
un 44% en el 2009 13.

3. seguridad de suministro
El incremento significativo de las tecnologías renovables tiene implica-
ciones directas sobre la operación del sistema a corto plazo y sobre su plani-
ficación y desarrollo a largo plazo. Como es bien sabido, la integración de un
gran volumen de generación intermitente en el sistema eléctrico conlleva una
operación más compleja de la red y todo un reto para el operador del sistema.
Red Eléctrica de España (REE), el operador del sistema en España, ha reali-
zado grandes esfuerzos para integrar la producción solar y eólica en la red de
manera eficiente y fiable. por ejemplo, en 2006, REE creó el Centro para el
Control del Régimen Especial (CECRE) con el objeto concreto de potenciar
la integración de la generación renovable en la red, especialmente en lo que se
refiere a la generación eólica, manteniendo al mismo tiempo la seguridad del
sistema.
El objetivo del CECRE es ciertamente complejo, dada la naturaleza in-
termitente y variable de la producción eólica. Según REE, la predicción de la
producción eólica con veinticuatro horas de antelación se realiza con un error
medio del 20% (Rodríguez, 2007). Estos errores requieren en consecuencia
un incremento de las reservas necesarias para garantizar la operación segura
del sistema. Cuando la predicción estimada es superior a la producción real, el
sistema precisa reservas a subir. En cambio, cuando la producción estimada es
inferior a la producción real, la operación óptima del sistema requiere reservas
a bajar. la gestión de la producción eólica es por tanto muy compleja, teniendo
en cuenta además que la generación eólica está correlacionada negativamente
con la demanda eléctrica: la producción eólica es menor en las puntas de vera-
no e invierno y, al contrario, provoca vertidos de energía primaria en las horas
valle 14.
por ejemplo, como se muestra en la figura 7, el 2 de noviembre de 2008, la
capacidad eólica se situó 3.200 MW por encima de la potencia estimada. Dada
la reducida demanda de ese día, el sistema no disponía de reservas suficientes a

13
Este escenario asume que el 100% de la reducción de la demanda es compensada por la reducción
de los ciclos combinados. Se trata de un supuesto conservado ya que la producción del Ro, excluyendo el
carbón y los ciclos, también se ha reducido en comparación con el año 2008.
14
Según un informe de REE para la Secretaría de Estado de la Energía, si continúa el ritmo actual de
desarrollo de las renovables, los vertidos de energía serán una constante del sistema. El informe considera
que a partir de 2014, los vertidos de energía alcanzarán de 0,4 a 2,3 tWh, el 3% y el 10% de las horas en
un año, o entre 0,6 y 3,6, el 5% a 12% de las horas, dependiendo del escenario. Ver Secretaría de Estado
de Energía (2009).


Figura 7
Producción eólica estimada y real, 2 de noviembre de 2008
Producción eólica 11/02/2008
8.000
Producción eólica
7.000 Estimación

6.000

5.000

4.000

3.000

2.000

1.000

0
12 0
13 0
14 0
15 0
16 0
17 0
18 0

20 0

22 0
23 0
0
00
00
00
00
00
00
00

10 0
0

21 0
00

00

0
:0
:0
:0
:0
:0
:0
:0

:0

:0
:0
:0
0
:0

:0
:0
1:
2:
3:
4:
5:
6:
7:

9:
0:

8:

11

19
Fuente: REE, ESIoS.

subir. En consecuencia, el operador del sistema, REE, se vio obligado a reducir
la producción eólica en 2.400 MW entre las 7:00 y 9:00 a.m.
otro problema frecuente se produce cuando un número elevado de aeroge-
neradores requieren ser desconectados por exceso de velocidad. por ejemplo,
los días 23 y 24 de enero de 2008, las turbinas eólicas situadas en el norte de
España experimentaron vientos superiores a los 200 km/h y tuvieron que ser
desconectadas. Como resultado, la diferencia entre la capacidad eólica esti-
mada y la capacidad real fue superior a los 5.000 MW, como se muestra en la
figura 8. El operador del sistema se vio obligado a compensar esta diferencia
mediante la gestión de los desvíos en tiempo real y el incremento de la produc-
ción de los ciclos combinados.
En conclusión, la generación eólica y, en cierto modo, la solar, han intro-
ducido un alto grado de incertidumbre en la operación del sistema eléctrico.
En consecuencia, REE ha tenido que incrementar los márgenes de reserva del
sistema para poder responder de manera eficiente y en el tiempo adecuado a las
posibles variaciones en la generación de las energías renovables. En particular,
REE utiliza el parque de ciclos combinados y la generación hidráulica para
garantizar la disponibilidad de las reservas necesarias.
la fiabilidad del sistema en el futuro dependerá de diversos factores, sien-
do la capacidad instalada y la disponibilidad de los ciclos combinados el más
determinante. Éste es, sin embargo, un motivo de preocupación dado que la


Figura 8
Producción eólica real y estimada, 23-24 de enero de 2008
Producción eólica 01/23-24/2008
14.000
Producción eólica
12.000 Estimación

10.000

8.000
MWh

+5.000 MW
6.000

4.000

2.000

0

00
0

0
0
0
0
0
0
0
0
0
0

23 0
0

00
0

00
00
00
00

00
00
00
00
:0

:0
:0
:0
:0
:0
:0
:0
:0
:0
:0
:0
:0
:0

9:
4:
0:
1:
2:
3:

5:
6:
7:
8:
10

12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
11

23 24

Fuente: REE- ESIoS.

rentabilidad de los ciclos combinados ha disminuido drásticamente en 2009,
y las previsiones a corto plazo tampoco son particularmente optimistas. Como
se ha explicado anteriormente, el incremento de la capacidad de generación
renovable ha provocado una reducción de los factores de utilización de los
ciclos combinados, a la vez que una reducción de los precios que éstos per-
ciben cuando operan. al mismo tiempo, la reducción del número de horas de
operación también causa un aumento de los costes variables como resultado
de, entre otros factores, unos costes de mantenimiento más elevados. El au-
mento de los costes se debe esencialmente a una mayor frecuencia de paradas
y arranques y a las obligaciones de compra de gas derivadas de las cláusulas
Take or Pay en los contratos de suministro de gas a largo plazo, con indepen-
dencia del gas que puedan consumir. la evolución estimada de la capacidad
de las energías renovables, que podría ser suficiente para cubrir casi el 100%
de la demanda en algunos periodos, sugiere que las tasas de utilización y la
rentabilidad de los ciclos combinados actualmente en operación se mantengan
muy bajas en el futuro.
la consecuencia es que puede ponerse en riesgo la disponibilidad de su-
ficiente capacidad de respaldo. los operadores de ciclos combinados incum-
bentes tienen incentivos a cerrar o, al menos, dejar de operar temporalmente
una parte de la capacidad de ciclos combinados que está en funcionamiento.
Es más, estos operadores (al igual que los potenciales entrantes) ya no tienen


incentivos a introducir nueva capacidad térmica en el sistema. la evidencia
reciente muestra que éste es el caso: varios planes de construcción de ciclos
han sido suspendidos, lo que significa que la capacidad de ciclos en el futuro
será menor de la prevista no hace mucho tiempo. unas condiciones de oferta
más ajustadas provocarán el aumento de los precios en los periodos en los
que la producción eólica sea reducida y ello puede permitir a las unidades
convencionales que permanezcan en el mercado operar de manera rentable.
Sin embargo, lo que es una respuesta racional desde el punto de vista privado,
podría tener efectos muy perjudiciales desde la perspectiva de la seguridad de
suministro.
otros factores que también pueden contribuir a una integración eficiente
de las energías renovables incluyen la capacidad del sistema para gestionar las
variaciones de la demanda, la disponibilidad de unidades de bombeo cuya ope-
ración pueda ser optimizada para proporcionar reservas de energía adicionales,
el desarrollo de las interconexiones con los países vecinos y la existencia de
una red de transporte que pueda integrar satisfactoriamente la producción de
las unidades de generación renovables que no estén situadas necesariamente
en zonas donde la demanda sí lo está. Desafortunadamente, España no está
muy bien situada con respecto a ninguno de estos factores, lo cual limita seria-
mente la capacidad de REE para evitar vertidos de energía y minimizar las ne-
cesidades de reservas. por ejemplo, las interconexiones con los países vecinos,
y especialmente con Francia, representan una parte muy pequeña de las puntas
de demanda, y la red de transporte está diseñada en función de los grandes nú-
cleos de generación existentes previos a la irrupción de la generación eólica.

iii. recomendaciones
los mecanismos de fomento a la producción de energías renovables adop-
tado por el gobierno español han contribuido sin duda a la consecución de
los objetivos medioambientales, pero lo han hecho a un coste elevado para la
eficiencia y fiabilidad del sistema eléctrico español. Desde la perspectiva de la
eficiencia, como se explica anteriormente, la fuerte expansión de la capacidad
de generación de energía renovable en España posiblemente incrementará los
costes de la electricidad a corto plazo y los efectos a medio y largo plazo en
los precios están destinados a ser perjudiciales desde el punto de vista de los
consumidores. En lo que respecta a la seguridad de suministro, la política del
gobierno español ha contribuido a reducir la dependencia del sistema de las
fuentes de energía importadas. por otra parte, un sistema eléctrico en el que
una proporción significativa de la demanda se cubre mediante generación solar
y eólica sólo puede funcionar de manera fiable si hay suficiente capacidad tér-
mica de reserva. Ello requiere en compensación una remuneración apropiada
para la capacidad térmica de respaldo, precisamente porque, a causa de la ex-


pansión de la generación renovable, la producción de dichas unidades térmicas
está destinada a reducirse.
El gobierno español no tiene autonomía para renegociar sus compromisos
medioambientales. lo que sí puede hacer, por otra parte, es rediseñar su po-
lítica actual para asegurar que dichos compromisos sean compatibles con una
operación eficiente y fiable del sistema a corto, medio y largo plazo. De otro
modo, la política medioambiental del gobierno puede ser cuestionada. ¿Cómo
se debe proceder entonces? lo primero, y más importante, el gobierno español
debería considerar con cuidado la magnitud y el coste de su política de fomen-
to de las energías renovables. El gobierno debería analizar hasta qué punto los
objetivos medioambientales pueden alcanzarse a un menor coste por medio de
políticas destinadas a la promoción de la eficiencia energética. Debería revisar
sus estimaciones sobre la demanda y capacidad de generación para poder eva-
luar con rigor la cuantía de las ayudas a la generación renovable, considerando
los posible efectos adversos que ello tiene sobre la eficiencia económica y la
seguridad del suministro, tal y como se ha descrito en anteriores párrafos.
la evidencia disponible sugiere que es esto precisamente lo que el go-
bierno ha comenzado a hacer. El gobierno español ha tomado importantes de-
cisiones destinadas a limitar el coste de las ayudas a las renovables. así, por
ejemplo, el Real Decreto-ley 6/2009 establece algunas barreras administrati-
vas a la instalación de capacidad renovable. Sólo aquellas unidades con las au-
torizaciones necesarias y planes de construcción creíbles podrán registrarse en
el RE. Con la entrada en vigor de este Real Decreto-ley, el gobierno reconoce
abiertamente que si la expansión de la generación renovable continúa al ritmo
actual, se pondrán en peligro la viabilidad técnica y económica del sistema.
El gobierno ha establecido recientemente cuotas anuales a la instalación de
ciertas tecnologías (Secretaría de Estado de Energía, 2009). la instalación de
nueva generación eólica está limitada a 1.855 MW en 2010 y a 1.700 MW en
2011. la generación solar FV se limita a 500 MW hasta el año 2012. además,
el incentivo para la generación solar se ha reducido sustancialmente, de 442 €/
MWh a 320 €/MWh.
Estas medidas pueden ser no obstante insuficientes. por ello, el gobierno
español debería buscar mecanismos alternativos para alcanzar sus objetivos
medioambientales a un menor coste. una recomendación obvia es continuar
con la reducción de los incentivos a la generación solar fotovoltaica, la cual,
a pesar de la reducción descrita anteriormente, es todavía extraordinariamente
elevada y difícilmente justificable por razones medioambientales o industria-
les. parte de este ahorro podría destinarse a la inversión en I+D solar. Dado el
actual grado de desarrollo en lo que respecta a la energía solar, la inversión en
I+D será posiblemente más eficiente y efectiva que la inversión en instalacio-
nes que pueden quedar obsoletas en poco tiempo.


En segundo lugar, el gobierno español debería también evaluar si el cos-
te de los objetivos del año 2020 puede reducirse con un mayor énfasis en la
promoción de las energías renovables de los sectores del transporte y la ca-
lefacción, como por ejemplo, mediante el fomento del biofuel y mediante la
promoción de la eficiencia energética. la situación actual de las renovables en
estos sectores indica que hay un gran potencial de mejora, especialmente en
el sector del transporte, donde las energías renovables representan menos de
un 2% del consumo total (en comparación con el objetivo del 10% establecido
para el año 2020).
algunas estimaciones sugieren que la biomasa y la energía solar térmica
para calefacción proporcionan medios más eficientes de reducir las emisio-
nes que otras tecnologías, como la eólica o hidráulica (aIE, 2009, 96). las
políticas dirigidas a mejorar la eficiencia energética también deberían ser una
prioridad (Comisión Europea, 2009b). la actual estrategia de reducciones de
emisiones centrada casi exclusivamente en la gestión de la oferta en el mer-
cado eléctrico es demasiado costosa. una solución basada en diferentes me-
canismos y que incluya la gestión de la demanda en los mercados eléctricos
y acciones concretas en las áreas de transporte y calefacción probablemente
sea más efectiva.
En tercer lugar, una vez que la administración haya decidido el volumen
de energía renovable que es necesario subvencionar, debería considerar tam-
bién una reforma del mercado de generación de manera que se asegura que
el incremento de la capacidad renovable no supondrá una distorsión de la
operación ni riesgos para la seguridad del suministro. a este respecto, el go-
bierno debería evaluar cómo remunerar la disponibilidad de la capacidad de
reserva aportada por los ciclos combinados y turbinas de gas de ciclo abierto.
tal vez, el gobierno debiera incrementar los pagos por capacidad a los ciclos
combinados y a todas las tecnologías de producción flexibles. actualmente,
el valor de los pagos por capacidad que reciben los ciclos combinados está
fijado en 20.000 €/MWh para las unidades ya instaladas y limitado a diez
años únicamente. En el caso de los pagos de capacidad para nuevos entrantes,
el valor del pago de capacidad se calcula en función de un índice que mide
el exceso de capacidad del sistema. para estas unidades, el valor del pago por
capacidad tiene un límite máximo en 28.000 €/MWh y se concede también
por un tiempo limitado de diez años. Estos ingresos podrían ser insuficientes
para retribuir unas unidades de generación que funcionan sólo en las puntas
de demanda o como capacidad de respaldo. En todo caso, determinar de ma-
nera concluyente la cuantía adecuada de los pagos por capacidad requiere una
investigación más detallada.
por otra parte, la administración podría plantear un mercado de capacidad
a corto plazo, que pueda enviar las señales adecuadas a los inversores que están


evaluando la entrada en el mercado para cubrir las necesidades de flexibilidad
de un sistema con un volumen significativo de generación intermitente 15. Si
nada de esto funcionara, la administración debería considerar como alternativa
elevar o eliminar definitivamente el límite establecido de precios del mercado
diario, actualmente situado en 180 €/MWh. Este límite, situado por debajo de
cualquier estimación del valor de la demanda no servida, claramente pone en
riesgo la capacidad de las centrales de punta de recuperar sus costes fijos. Si
la administración no desarrolla ninguna de estas medidas, el sistema eléctrico
español se enfrentará a un riesgo considerable de infra inversión en unida-
des térmicas, especialmente en ciclos combinados de gas y turbinas de gas de
punta, lo que podría socavar su capacidad para cubrir la demanda eléctrica de
manera fiable.
Cuarto, el gobierno debería fomentar la inversión en nuevas infraestruc-
turas de red, condicionado a un análisis coste beneficio apropiado, de modo
que la generación eólica y solar pueda ser transportada y distribuida de modo
eficiente a aquellas áreas del país donde se localiza la demanda. Según REE,
sus previsiones de inversión permitirían, desde un punto de vista técnico, co-
nectar a la red más de 40.000 MW de generación eólica y más de 8.000 MW de
capacidad solar termoeléctrica en 2016, en comparación con los 15.800 MW
de eólica y 82 MW de termo eléctrica existentes en 2008.
Quinto, el gobierno debería también volver a analizar el modo en el que se
pagan las ayudas al RE. ¿Quién debería contribuir a la financiación de la polí-
tica medioambiental del gobierno. ¿Deberían ser exclusivamente los consumi-
dores de energía en proporción a su consumo? no hay una respuesta obvia. por
un lado, los beneficios de la política de ayudas a las renovables afectan a toda
la población. por otro, establecer mecanismos de pago que no estén relaciona-
dos con el consumo de electricidad minimizaría el impacto de dicha política
medioambiental sobre la competitividad de las industrias y servicios con un
intenso consumo energético.

iv. conclusiones
El gobierno español ha hecho de la inversión en las energías renovables
una prioridad nacional y plantea el desarrollo del sector como uno de los prin-

15
actualmente, no existe un mercado como éste. El mercado de reservas terciario incluye las re-
servas necesarias para aumentar o reducir la producción en un periodo de quince minutos a dos horas.
adicionalmente, este servicio retribuye únicamente la producción y no la capacidad. Con la modificación
de los pagos de capacidad en 2007, con la orden ItC/2794/2007, anexo III, se esperaba que el operador
del sistema REE desarrollara un mercado de capacidad a corto plazo que tenía el objetivo de incentivar la
disponibilidad de la capacidad térmica en las puntas de demanda mediante la firma de contratos bilaterales
entre el operador del sistema y los generadores. Sin embargo, este mercado no se ha desarrollado todavía y
no se espera que se desarrolle a corto plazo.


cipales vectores de crecimiento económico en los próximos años 16. la política
del gobierno ha sido sin duda efectiva. España es uno de los países en el mundo
con más capacidad de generación solar y eólica, tanto en términos relativos
como absolutos. la expansión de la generación renovable también ha sido
igualmente costosa y ha suscitado muchas dudas sobre los efectos que provoca
en la fiabilidad y en la eficiencia del sistema eléctrico. Este capítulo ha iden-
tificado y expuesto los principales problemas a este respecto y ha propuesto
cómo algunas de estas cuestiones podrían solucionarse satisfactoriamente. El
gobierno debería enfrentarse de manera proactiva a los problemas generados
por los mecanismos de fomento de las energías renovables con urgencia. la
economía del país podría dañarse seriamente si su sistema eléctrico es incapaz
de satisfacer la demanda de manera eficiente y fiable. los objetivos medioam-
bientales no pueden y no deben alcanzarse a expensas de la competitividad de
la industria española.

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brero de 2010.

16
Diferentes instituciones han analizado esta cuestión con resultados diversos. por ejemplo, la aso-
ciación de productores de energías renovables, appa, concluye que la contribución de las renovables al
crecimiento económico es positiva en términos de empleo y crecimiento económico (appa, 2009). al
contrario, el Instituto Juan de Mariana, considera que las energías renovables destruyen 2,2 empleos por
cada empleo verde que se crea. (Calzada Álvarez, 2009). Sin embargo, no parece que se haya llevado un
análisis riguroso al respecto.


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