La irrupción disruptiva en el panorama internacional de las políticas y comportamientos de la administración Trump ha puesto de manifiesto la necesidad urgente de que la Unión Europea refuerce su autonomía estratégica en los ámbitos político, económico y militar. La utilización de los aranceles como amenaza, como relato, como castigo; las imposiciones en el seno de la OTAN de porcentajes de compra de armas, de petróleo y de gas; la ruptura de las normas aceptadas en las relaciones internacionales como ha sido puesto de manifiesto —y con violencia— en Venezuela, también con Groenlandia; el sostenimiento del Gobierno de Netanyahu en sus acciones genocidas en Palestina; la complicidad con Rusia en la guerra de Ucrania; el recurso a la represión con "camisas pardas" como instrumento de su política interna… han derrumbado la credibilidad de Estados Unidos ante Europa como socio y aliado confiable. Ante esta situación, Europa está obligada a replantear los fundamentos de su seguridad.

Con independencia del signo de sus futuras administraciones, es difícil imaginar qué podría pasar y durante cuánto tiempo para que fuera posible que Europa pudiera recuperar la confianza perdida en los Estados Unidos de América del Norte. Avanzar hacia una auténtica autonomía estratégica es una condición imprescindible para reducir la vulnerabilidad estructural de Europa frente a la volatilidad política y económica de Estados Unidos.

Desde la perspectiva de los valores democráticos compartidos por los Estados miembros de la UE, la seguridad no puede limitarse, de ninguna manera, sólo a la defensa militar. Implica, de manera muy principal también, la preservación y el fortalecimiento del Estado del Bienestar; la defensa de reglas previsibles en las relaciones internacionales; la independencia industrial basada en una mayor competitividad en la producción y el suministro de bienes y servicios esenciales; y la puesta en común de las capacidades que en todos los órdenes tengan los Estados de la Unión Europea, desde luego la militar, pero no sólo.

Uno de los elementos centrales de la autonomía estratégica es el acceso y la disponibilidad de energía con costes competitivos. La energía impregna todas las actividades de la sociedad: la economía de las familias, la competitividad de las empresas de los tres sectores y afecta a variables básicas de la estabilidad y del crecimiento de la riqueza de las naciones. Baste con mencionar su impacto en la inflación.  

Y en el centro de la energía está la electricidad.

La electricidad es un vector energético al que pueden transformarse las principales fuentes primarias de energía: biomasa, carbón, gas, petróleo, nuclear, hidráulica, eólica, geotermia, solar térmica, fotovoltaica… No hay ninguna energía primaria relevante que no pueda transformarse en electricidad mediante una central eléctrica con la tecnología apropiada. Y si convenimos en que uno de los elementos centrales de la autonomía estratégica es el acceso seguro a la disponibilidad de energía con costes competitivos, tenemos que concluir que la electricidad es un vector fundamental para impulsar la autonomía estratégica de la UE.

Dependiente de las importaciones de gas natural y petróleo en porcentajes que se sitúan en torno al 90% de su consumo —EEUU y Rusia entre sus más importantes suministradores de combustibles fósiles— la UE está obligada, para mitigar su vulnerabilidad y su dependencia, a explotar fuentes energéticas primarias autóctonas que le permitan afianzar su propia autonomía. La energía hidroeléctrica, la energía eólica y la energía fotovoltaica, son recursos inagotables y autóctonos.

No sólo razones medioambientales están detrás de la transición energética, también razones económicas de primer orden y también, por consiguiente, razones geoestratégicas.

En fin, la electricidad es un insumo sistémico de la economía moderna y condiciona directamente la capacidad productiva, el bienestar social y la independencia.

Durante las últimas décadas, el mercado eléctrico europeo ha experimentado múltiples reformas regulatorias orientadas a fomentar la competencia y facilitar la integración de energías renovables. Sin embargo, estos cambios no siempre han producido los resultados esperados. La liberalización ha derivado, en muchos casos, en un mercado más complejo y opaco, con precios elevados y comportamientos extractivos por parte de los grandes operadores eléctricos, en detrimento de familias y empresas.

El diseño marginalista del mercado eléctrico europeo ha demostrado ser especialmente problemático en contextos de crisis. Entre 2021 y 2023, el encarecimiento del gas derivado de la guerra en Ucrania se trasladó al precio de la electricidad, al fijarse este en función de la tecnología de mayor coste variable y marginal necesaria para cubrir la demanda, habitualmente los ciclos combinados de gas natural. Los precios llegaron a subir durante un largo periodo de tres años un 300% sobre los precios de la década anterior. El resultado ha sido pérdida de competitividad industrial, el deterioro del poder adquisitivo de los hogares y el aumento de la pobreza energética. Y no sólo en situaciones alteradas de los mercados de gas, también en situaciones más estables porque las centrales de gas —siempre y en cualquier circunstancia la de mayores costes— siguen fijando los precios que retribuyen a todas las centrales que concurren y completan el abastecimiento de la demanda. En definitiva, el diseño del mercado de electricidad, tal y como está regulado por la UE, deja a merced de los precios del gas ruso y estadounidense una parte nada despreciable de la competitividad de las economías de los Estados miembros. Y esto es dependencia y vulnerabilidad.

Las medidas paliativas adoptadas, como la denominada "Excepción Ibérica" (en el caso de España que fijaba un precio de referencia del gas —para el precio de la electricidad— por debajo de su precio en el mercado spot), y el mecanismo ARENH (Accès Régulé à l’Énergie Nucleare Historique) en el caso francés, sustituido desde el 1 de enero de 2026 por un nuevo mecanismo VNU (Versement Nucléaire Universel), han sido ejemplos que han aliviado parcialmente los efectos perturbadores del diseño europeo del mercado de la electricidad, pero no han corregido sus problemas estructurales dejando a Europa expuesta a futuras crisis con impactos similares y a una continua pérdida de competitividad.

Y si es así, ¿cuál es la razón que ha empujado a las autoridades reguladoras europeas y nacionales a diseñar un mercado de efectos tan perturbadores?

Uno de los principios que han estado presentes en la regulación eléctrica europea es la llamada "neutralidad tecnológica" —también llamado "energy only market"—, basada en la idea de que todos los kWh son equivalentes, que prestan el mismo servicio a los consumidores y que, por consiguiente, deben recibir el mismo tratamiento en el mercado. Lo contrario sería "discriminar" unas tecnologías frente a otras… y la "neutralidad" parece un valor positivo, un valor que se alza por encima de ideologías e intereses particulares… y la discriminación arrastra connotaciones negativas, resultado de prejuicios y de posiciones de dominio.

Sin embargo, esta premisa regulatoria —la neutralidad tecnológica— es profundamente engañosa. Aunque todos los kWh permitan su conversión en fuerza, luz, frio, calor, trabajo… la tecnología de las centrales eléctricas y las materias primas energéticas —carbón, uranio, gas, viento, sol…— que las diferentes centrales consumen para producir electricidad, tiene consecuencias económicas, sociales y ambientales muy distintas frente a las cuales no somos indiferentes. Ante la dependencia de combustibles fósiles importados, ante la creación de empleo de calidad, ante el impulso a la innovación, ante los diferentes costes de producción de electricidad entre unas centrales y otras, ante la concentración de poder económico en oligopolios que detentan tecnologías de generación eléctrica en las que no hay libertad de entrada (hidroelectricidad y centrales nucleares), ante las emisiones de gases de efecto invernadero, Europa no puede ser neutral. Las razones: la ecología, la economía y la independencia. En definitiva, la necesaria autonomía estratégica frente a un entorno internacional hostil.

Y la UE no puede ser neutral por una razón muy sencilla: los kWh producidos por las distintas centrales eléctricas no son iguales ante el Sistema Eléctrico, aunque lo parezcan. Y no son iguales porque:

Y al mismo tiempo, la electricidad es el vector más eficiente en la lucha contra el calentamiento global, el instrumento básico de la transición energética por su capacidad de suministrar energía a las actividades de nuestra sociedad minimizando el uso de fuentes primarias energéticas fósiles que pasan a ser sustituidas crecientemente por fuentes renovables. No. No podemos ser neutrales. El cambio climático constituye el mayor desafío sistémico de nuestro tiempo. Si no se reducen drásticamente las emisiones de CO₂ —al menos un 50% a nivel mundial y más del 80% en Europa para 2050—, los impactos sociales y económicos serán devastadores, con aumento de la pobreza y la desigualdad. Eficiencia económica y eficiencia ambiental son inseparables. No hay economía eficiente sin considerar los equilibrios ecológicos cuya desestabilización acarrearía costes inasumibles.

La transición energética no se producirá de forma espontánea. Requiere incentivos públicos claros —fiscales, regulatorios…— y, dada la excepcionalidad del reto, mecanismos de control frente a las resistencias corporativas, especialmente intensas en el sector energético. La naturaleza de la electricidad como bien esencial con efectos sistémicos sobre la sociedad, no puede abandonarse al juego de mercados diseñados bajo principios regulatorios, como el de la neutralidad tecnológica, que en su caso no aplican.

La aceleración de la transición hacia un modelo basado en energías renovables responde tanto a la urgencia climática como a la necesidad de reforzar la seguridad energética. No obstante, esta transformación plantea desafíos relevantes, especialmente en lo relativo a la estabilidad del suministro y a la gestión de la variabilidad propia de tecnologías como la eólica y la solar. Y aquí entra en juego el almacenamiento de la electricidad.

En un sistema eléctrico con más del 50% de generación eólica y fotovoltaica, el almacenamiento se convierte en un elemento clave para garantizar la estabilidad y la seguridad del suministro. Las baterías, el bombeo hidroeléctrico y otras tecnologías de almacenamiento (hidrógeno verde) permiten gestionar excedentes, cubrir déficits temporales y reducir la dependencia del gas.

A diferencia de las centrales nucleares, cuya operación es rígida y poco adaptable a la demanda, el almacenamiento aporta flexibilidad, evita vertidos de renovables, maximiza el aprovechamiento de la generación limpia y contribuye, más que ningún otro activo, a la estabilidad del Sistema Eléctrico, es decir, a la seguridad del suministro. Para ello, es imprescindible un marco regulatorio que incentive su despliegue a gran escala, incluyendo subastas específicas y un reconocimiento explícito de su valor sistémico. Un valor sistémico para la autonomía estratégica de la UE porque permitirá aumentar el abastecimiento renovable y autóctono —no dependiente del petróleo y del gas— de sus necesidades energéticas.

Las centrales nucleares no son una alternativa. El envejecimiento del parque nuclear plantea riesgos crecientes en términos de seguridad, gestión de sus residuos, costes de mantenimiento e incertidumbre regulatoria. Además, la prolongación de la vida útil de estas centrales puede desincentivar la inversión en centrales renovables y en almacenamiento, al reducir el espacio disponible para su integración en el sistema y, por consiguiente, contribuir en el medio y largo plazo, a mayores precios de la electricidad (The Price and Emissions Effects of Extending Nuclear Lifetimes: Evidence from Spain. Natalia Fabra14-I-2026)

Para garantizar una transición energética sostenible y competitiva, resulta imprescindible:

El actual diseño del mercado eléctrico europeo está socavando la competitividad industrial y el bienestar de los consumidores, con especial intensidad en países como España. La transición energética debe abordarse de manera estratégica, alineando los precios de la electricidad con los costes reales de su generación y los objetivos climáticos. Si Europa no adopta reformas ambiciosas y coherentes en el complejo y amplio sector de la energía, corre el riesgo de quedar rezagada en la descarbonización, perder autonomía estratégica y comprometer su modelo social. Reformas ambiciosas que, si siempre han sido necesarias, lo son ahora más que nunca ante el entorno internacional hostil generado con la irrupción disruptiva de las políticas y comportamientos de la administración Trump.

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Jorge Fabra Utray es economista y Doctor en Derecho, presidente de Economistas Frente a la Crisis.

El empresario y fundador de la empresa aeroespacial Space X, Elon Musk, ha asegurado en el foro de Davos que una planta solar instalada "en una zona poco poblada de España o Sicilia" podría proporcionar energía suficiente a toda Europa, informa EFE.

Durante una charla con el presidente del gestor de activos Blackrock, Larry Fink, en el Foro Económico Mundial, Musk ha asegurado que la tecnología que permitiría construir una infraestructura así ya existe, y sólo falta la voluntad de ponerla en marcha.

En China, ha explicado, cuentan ya con plantas solares que producen 540 gigawatios al año, por lo que no es descabellado pensar que si se instala una planta de unos cientos de kilómetros cuadrados "en alguna zona poco poblada de España o Sicilia", se podría proporcionar energía a toda Europa. En Estados Unidos, ha dicho, una planta de ese tipo podría estar "en alguna parte del desierto de Nevada, o en Utah, o en Nuevo México".

El empresario se ha mostrado convencido de que en poco tiempo "habrá más robots que personas", lo que en la práctica elevará la calidad de vida, y ha dicho que en breve, casi con total seguridad a finales del año que viene, pondrá a la venta robots humanoides para particulares, seguros y fiables. Estos robots pueden ayudar, por ejemplo, en el cuidado de ancianos y personas dependientes, en un mundo en el que cada vez hay menos personas jóvenes para atender a los más mayores.

"Todo el mundo querrá tener uno, para cuidar a las mascotas o a los ancianos, ¿quién no querría algo así?", ha indicado, tras asegurar que nos encontramos "en el momento más interesante de la historia de la Humanidad".

Sobre el envejecimiento, Musk ha explicado que revertirlo no ha sido uno de sus objetivos, si bien se ha mostrado convencido de que llegará el momento en el que se podrá frenar el envejecimiento del cuerpo humano. No obstante, ha indicado que ello supondría que la sociedad "se estancaría", con gente que vive casi eternamente, y no se renovaría.

Por lo que respecta al futuro de la Inteligencia Artificial (IA), ha dicho que muy pronto, en 2030 o 2031, "será efectivamente más inteligente que cualquier ser humano", lo que no supone que las personas sean prescindibles.

En un conocido poema de Federico García Lorca, Romance sonámbulo del Romancero gitano, el verde encarna a la vez la vida y la muerte. Esa dualidad se repite hoy en muchos paisajes agrícolas que llamamos verdes, pero donde no se escucha un insecto ni crece una sola mala hierba. Detrás de ese mar uniforme de clorofila se esconde la misma paradoja que intuía Machado en sus versos: un campo que parece vivo, pero está exhausto.

Este 24 de octubre, día mundial contra el cambio climático, vuelve a recordarnos que el verdadero enemigo de la vida no son las renovables, sino el cambio climático que intentan frenar. En plena moda de la “Rural-Guerrilla Fashion”, donde se confunde rebeldía con rechazo a la transición energética, hace falta recuperar una defensa valiente y racional de las renovables. Hoy se habla más de los impactos de una planta mal gestionada que de los estragos diarios de los combustibles fósiles. Que el árbol no nos impida ver el bosque: las renovables son una oportunidad para la biodiversidad y sin renovables no hay futuro posible.

En los últimos cinco años, los estudios por la consultora EMAT en más de una docena de parques solares han documentado una recuperación real de la biodiversidad dentro de los recintos. Allí donde antes había fertilizantes, herbicidas y maquinaria agrícola, hoy proliferan herbazales naturales, insectos, aves (incluso esteparias) y pequeños mamíferos. La tranquilidad —sin cazadores ni tractores— y la ausencia de productos químicos crean un entorno inesperadamente fértil.

Para ponerlo negro sobre blanco, nada mejor que dar ejemplos y números concretos: en la planta de Talayuela Solar, por ejemplo, se detectaron un 35% más de especies de aves que en los terrenos agrícolas colindantes. En Magascona-Trujillo III reaparecieron ánades y garzas tras recuperar pequeñas charcas. En El Quintillo, las cámaras registraron zorros, ginetas y conejos donde antes solo había monocultivo de cereal.

Pero estas plantas no son las únicas: en las plantas fotovoltaicas de Minglanilla I y II (Cuenca), el seguimiento ambiental realizado tras su puesta en marcha ha documentado un cambio radical. El estudio —basado en censos de fauna, flora e insectos dentro del perímetro de la planta— contabilizó 417 especies distintas, de las cuales un 42% son plantas, 38% insectos y 14% aves. No se trata de un entorno virgen: antes de la construcción, el terreno era agrícola intensivo, sin vegetación natural ni refugios para fauna. Hoy, gracias a un manejo sin pesticidas, la recuperación de suelos y la creación de refugios específicos, los paneles solares comparten espacio con lavanderas, cernícalos, abejas, reptiles y pequeños mamíferos. En menos de dos años, un área monótona y empobrecida se transformó en un ecosistema funcional con vegetación autóctona y presencia de especies polinizadoras y depredadoras naturales.

Esto no es una metáfora: son datos objetivos. Entre 2021 y 2025, los estudios de EMAT en plantas solares de toda España mostraron un patrón inequívoco: cuanta más antigüedad y mejor gestión ambiental, más biodiversidad. En los proyectos con varios años de funcionamiento, la variedad de aves ya alcanza niveles considerados altos según los índices científicos. El manejo adecuado —pastoreo controlado, nidales, refugios, charcas, apicultura— multiplica las especies y convierte terrenos antes degradados en corredores vivos donde energía y naturaleza coexisten. No es una promesa teórica, sino una constatación de campo: una planta solar bien diseñada puede albergar más vida que el terreno previo.

Pero el efecto positivo de las plantas no se limita solo al interior de las platas: existe un desborde del impulso positivo de la biodiversidad más allá del vallado, guiados por los programas de compensación ambiental bien diseñados.

Un ejemplo que vale más que mil campañas comunicativas: en el Nudo Zarzón (Extremadura), los promotores destinaron unas 1.000 hectáreas de superficie a restaurar hábitats esteparios, conectados con zonas ZEPA cercanas. En menos de dos años, las mediciones de campo muestran una recuperación de la cubierta vegetal de hasta el 60%, el retorno de aves esteparias como el sisón, la ganga y la avutarda, y el asentamiento de polinizadores y pequeños mamíferos en zonas donde antes no existían. Además, el programa ha permitido generar una red de hábitats conectados con las ZEPAs vecinas de La Serena y Campiña Sur, creando un corredor ecológico funcional en una de las regiones con mayor densidad fotovoltaica del país.

Los resultados sobre la AVUTARDA común (Otis tarda) han sido contundentes: se ha demostrado una presencia estable en las reservas de pasto y márgenes agrícolas restaurados; las zonas de exhibición y reproducción (leks) identificados pasaron de 1 a 3 en dos campañas (frente a uno antes de las obras), con incremento del número de machos territoriales y un uso regular del área por avutardas durante los meses cálidos, con 2 ejemplares adultos censados en 2024. La especie usa la sombra de apoyos eléctricos y transformadores como refugio térmico, lo que confirma adaptación funcional del hábitat restaurado.

En cuanto al SISÓN común (Tetrax tetrax), el seguimiento post-obra confirmó una recolonización efectiva de las áreas restauradas del Nudo Zarzón. Entre 2023 y 2024 se registraron seis machos territoriales —uno de ellos radiomarcado— y tres hembras en vuelo y alimentación en zonas donde no existían registros desde 2014. Estos individuos utilizan la planta de Puerta Palmas como espacio reproductor (lek), evidenciando la recuperación del hábitat. A escala regional, el programa de seguimiento contabiliza 30 sisones marcados entre 2021 y 2024, con densidades estables y aumento del número de cantaderos activos respecto a los censos de 2016, lo que confirma la eficacia de las medidas compensatorias.

También se han conseguido resultados positivos sobre la GANGA ortega (Pterocles orientalis) donde también se ha registrado una recolonización (más lenta que la del sisón, pero sostenida). Se han confirmado entre 3 y 5 ejemplares reproductores, frente a la ausencia total de registros entre 2014-2021. La Ganga ortega se ha detectado dando uso regular de las parcelas compensatorias y charcas ganaderas del Nudo Zarzón; observada en vuelo, posada y en alimentación, indicador de hábitat funcional.

En paralelo, la campaña de conservación de la carraca europea, impulsada por la Junta de Extremadura con fondos de compensación de proyectos renovables, ha obtenido excelentes resultados. Después haber experimentado una drástica reducción del 80% en su área de distribución en las últimas décadas, y un descenso poblacional de 700 parejas reproductoras a principio de los noventa a 173 parejas en 2019, las medidas tomadas en la Planta Solar Fotovoltaica Arenales (Cáceres) han conseguido un aumento de la población reproductora del 25% en dos años. Hoy el 75% de las parejas reproductoras de Carraca en Extremadura se reproducen en cajas nido instaladas como medidas compensatorias.  

Al final, todo se reduce a una evidencia que cuesta decir en voz alta: las renovables no matan la vida, la devuelven. Donde antes el verde era solo fachada —un campo de monocultivo sin insectos ni canto—, hoy crece un verde nuevo, más silencioso, más honesto. El de la hierba que vuelve a brotar bajo los paneles, el de las aves que regresan, el de los suelos que respiran otra vez. Es hora de entenderlo sin prejuicios: la energía limpia no es una moda, es una forma de reconciliar al ser humano con la tierra. Y defenderla no es un gesto ideológico, es un acto de sentido común. Porque si algo ha demostrado este país es que cuando se deja espacio a la luz, la vida siempre encuentra la manera de volver.

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Martín Behar es Director de Estudios y Medio Ambiente de UNEF.

Cuando se critica, con los datos en la mano, el desproporcionado coste de construir nuevos reactores nucleares en el mundo, los defensores de la energía nuclear siempre oponen el mismo caso. Es el de la central nuclear de Barakah, en los Emiratos Árabes, una central con cuatro reactores coreanos APR-1400 que suman 5.600 MW de potencia total. El coste de construcción de esta central acabó alcanzando los 32.000 millones de dólares, lo que implica un coste de 5,7 millones de dólares por MW instalado, un coste bastante más bajo del que vemos en Occidente. Sin ser ni mucho menos barato, se suele usar como ejemplo de la viabilidad económica de ofrecer electricidad descarbonizada de origen nuclear 24 horas, siete días a la semana.

En enero de 2025, en el mismo país, se anunció un proyecto de energía solar con baterías para proveer de electricidad “las 24 horas del día”. Es un proyecto de 5,2 GW de potencia fotovoltaica y 19 GWh de capacidad de almacenamiento en baterías, que se ha comprometido a ofrecer 1 GW de potencia en base, como si fuese una central nuclear. En mi opinión, hacer esto no tiene ningún sentido para un sistema eléctrico moderno, donde ni la demanda es plana ni las necesidades de electricidad son iguales cada hora. Pretender que la generación solar funcione como una central nuclear es como pedirle a un coche que vuele, es forzar a una tecnología a trabajar de la forma más desfavorable para ella y, por tanto, sobredimensionar los costes y las inversiones para que pueda hacerlo.

Pues bien, a pesar de eso los promotores del proyecto hicieron lo que le pidieron y ese proyecto de 5,2 GW/19 GWh costará 6.000 millones de dólares. Como este proyecto simula una generación de 1 GW en plano, comparativamente cuesta lo mismo que un “GW nuclear” de la central nuclear de Barakah. Y ojo, esos 5,2 GW solares pueden generar un 30% más de electricidad que un GW nuclear. Pero lo más curioso es que, si atendemos a los costes de instalar energía solar y estimamos cuánto podrían costar esas baterías, salen cifras bastante superiores a 120.000 $/MWh de almacenamiento. Y eso, para un proyecto de estas dimensiones, es bastante caro.

Tan solo tres meses después, la empresa Power China hizo una licitación para 16 GWh de almacenamiento en su país. El coste medio de la licitación quedó en 66.000 $/MWh… No me estoy equivocando, ese fue el coste, y con garantía de mantenimiento durante 20 años. Podemos añadirle un 10% más por la obra civil y otros costes de instalación, pero el coste es aún así mucho más bajo que el proyecto de Emiratos. Es verdad que China es especialmente barata en cuanto a instalación de baterías, pero lo que estamos viendo es que los costes que hay en China se trasladan al resto del mundo alrededor de un año o año y medio después. Vamos a ver costes de almacenamiento por debajo de 100 $/kWh en muy poco tiempo en nuestros países. Ya estamos viendo proyectos en los 100€/kWh en Europa. Y con esos costes, una generación en base con solar y baterías será sustancialmente más barata que el mejor proyecto nuclear posible.

Las energías renovables hace tiempo que son mucho más baratas que la energía nuclear. Un MW fotovoltaico cuesta 700.000$. La central nuclear más barata, Barakah, 6 millones por MW. La más cara, la británica Hinkley Point C, está en 15 millones el MW. A nivel de coste de generación, el coste de un MWh solar está entre 4 y 8 veces por debajo de la nueva nuclear. A pesar de esto, el sector nuclear siempre ha apelado a la necesidad de generación en base para intentar minusvalorar esta realidad, pero proyectos como los de Emiratos Árabes demuestran que la tecnología de almacenamiento ya ha desmontado esa excusa.

Que ya seamos capaces de poner a una planta solar a funcionar como una central nuclear sin coste de combustible, sin costes de desmantelamiento y gestión de residuos ni remotamente comparables, y lo podamos hacer a un coste de inversión menor, es sin duda la certificación de que las nuevas tecnologías renovables han superado a la nuclear en todos los aspectos. Y cada día que pasa la diferencia a favor de las renovables se acrecienta.  

A pesar de esto, muchos países siguen empecinados en desarrollar nuevas nucleares. El Reino Unido, después del enorme fiasco económico y en tiempos de Hinkley Point C, ha decidido perseverar en el error y va a construir Sizewell C, una central esencialmente gemela a la anterior. Se hizo creer durante años que el coste sería mucho menor, pero hace unas semanas se confesó que la cifra había escalado un 90% y ya se habla de 50.000 millones de dólares de inversión. De nuevo, 15 millones de dólares el MW, y eso que el gobierno tendrá casi la mitad de la propiedad de la planta y ofrecerá préstamos públicos.

Más países siguen empeñados en esta línea. Algunos por ideología (la energía nuclear se ha convertido en un fetiche de las derechas radicales), otros porque están condicionados por sus industrias nucleares nacionales y los menos por ausencia de recurso renovable. Algunos países parecen querer dejarse liar por promesas y burbujas sobre baratos pequeños reactores modulares, que todo apunta a que no solo no serán más baratos, sino que de entrada pueden ser todavía más caros. Llevamos décadas de promesas sobre una energía nuclear “demasiado barata para medirla” y, 70 años después, no solo no hemos visto nada ni remotamente parecido, es que vemos una energía más cara de lo que era hace medio siglo. Quienes no hacen caso a las lecciones de la historia están condenados a repetirla. Los que además se autoengañan, proyectan Sizewell C. 

Estamos en medio de una revolución sin parangón de las energías renovables y el almacenamiento. Si hay una energía que verdaderamente es demasiado barata para medirla, esa es la energía solar. Viendo las tendencias tecnológicas y de rápido desarrollo de las baterías, en breve tendremos posibilidad de almacenar energía con muy poco coste adicional. Que se siga apostando por la energía nuclear como estrategia de descarbonización es sencillamente de una miopía estratégica pavorosa.

Pedro Fresco es exdirector general de Transición Ecológica de la Generalitat Valenciana.

El sector fotovoltaico se prepara para su época dorada en los próximos años, en los que promete liderar la generación eléctrica de España, pero la oposición social y los precios cero de la luz podrían truncar ese camino. Este miércoles se han reunido decenas de empresarios en Madrid para celebrar la buena salud del sector solar, aunque los elogios se han combinado con llamadas de atención sobre estos dos asuntos, que se han descrito como preocupaciones "estructurales" que continuarán a lo largo de la década. Los bajos precios de la luz han provocado este año que los paneles solares hayan trabajado más de 1.200 horas sin beneficios, mientras que en algunas comunidades autónomas los choques con los vecinos y la Administración han espantado la inversión en fotovoltaica.

El Foro Solar 2024, el principal evento fotovoltaico del año, se celebró este miércoles y estuvo plagado de elogios hacia su propia tecnología, con unos promotores que saben que tienen al Gobierno de su lado. La reciente actualización del PNIEC, la hoja de ruta energética de España de aquí a 2030, propone más que duplicar el número de paneles solares en los próximos años, y el Ministerio de Transición Ecológica ya ha dado luz verde para construir el equivalente a 70.000 campos de fútbol antes de 2028, todo un impulso para el sector. El presidente de la patronal fotovoltaica UNEF, Rafael Benjumea, destacó este miércoles el apoyo de la ministra Teresa Ribera, que en breves partirá a Bruselas y abandonará su ministerio. "Agradecemos su trabajo estos años porque ha tenido un papel clave en la transformación del sector energético, y estamos muy contentos con el resultado del PNIEC", dijo el portavoz.

Pero los elogios terminaron cuando Benjumea citó hasta cinco comunidades autónomas en las que empiezan a observar un rechazo importante hacia el panel solar, ya no solo entre la población, sino entre los propios políticos. El último caso ha sido el de Asturias, donde el Gobierno regional bloqueó en agosto la instalación de baterías —que se recargan con energía solar— y estableció que no pueden situarse a menos de un kilómetro de núcleos urbanos y 500 metros de explotaciones agrícolas, una normativa que UNEF atribuye a la desinformación sobre el supuesto impacto en la salud del campo electromagnético de esta tecnología. "Es verdad que las renovables tienen un impacto visual, pero el caso de Asturias son directamente bulos, y tenemos que evitar que lleguen al legislador", advirtió el líder de UNEF. También señaló a Aragón, donde se ha aprobado este año un impuesto a las renovables; a La Rioja, donde hay una moratoria a la solar y a la eólica; y a Canarias y Cataluña, donde hay un requisito de participación social en todas las plantas de nueva construcción que no gusta al sector privado.

Transición Ecológica ya señaló hace dos semanas, durante la presentación del nuevo PNIEC, que rebajar la conflictividad social es un "pilar fundamental" del Gobierno para los próximos años, aunque por ahora no se esperan normativas a corto plazo para aplacar el rechazo a estas instalaciones. Este miércoles, Eva María Blanco, subdirectora de Evaluación Ambiental de este ministerio, reconoció que por mucho que estos proyectos "ayuden a combatir el cambio climático, dejan huella en el territorio, y esto no se puede perder de vista". "Si construyes una carretera, hay un beneficio local para moverse que compensa los impactos negativos, pero en el caso de las renovables ese impacto positivo es más difícil de apreciar, y hay que incluirlo en los proyectos".

Alipio García, director de Transición Energética del Gobierno de Castilla–La Mancha también reconoció que han tenido núcleos de oposición a la solar en pueblos como en Brihuega (Guadalajara), donde no quieren perder el atractivo de sus campos de lavanda. "En La Mancha tenemos instalados 7 gigavatios de fotovoltaica, y hemos autorizado otros 13 gigavatios más. Cuando se multiplique por dos y por tres la potencia solar instalada tendremos un cambio radical de escenario, y hay que adelantarse a la posible oposición popular”, apuntó. 

Las soluciones vinieron de Mario Rodríguez, responsable de Transición Justa en la organización Ecodes, que lleva años estudiando cómo encajar desde pequeñas instalaciones a macroplantas en municipios. "Es muy importante el cómo se aterriza. Se tiende a hablar con el ayuntamiento y el dueño del terreno, pero no con los vecinos, y muchas veces las necesidades del pueblo no están en la cabeza del empresario. No se trata tanto de pagar muchos impuestos, como de construir una carretera, un centro asistencial para tercera edad o abaratar la luz para los vecinos", afirmó.

Los bajos precios de la luz durante las horas solares, principalmente en la tarde, son otra de las grandes preocupaciones del sector. Se esperaba que este escenario llegase en los próximos años, pero se ha adelantado y en 2024 ya se han registrado más de 1.200 horas con precios en el mercado mayorista inferiores a 2 euros por megavatio hora (€/MWh), cuando una instalación fotovoltaica necesita vender su electricidad por encima de 25 €/MWh para sacar rentabilidad a la planta. Es cierto que los últimos tres años, con el precio de la luz por las nubes, han dado suficiente dinero al sector para compensar esta situación, pero los empresarios piden aumentar la demanda eléctrica rápidamente para que los precios de la luz se equilibren y la situación no se enquiste, como afirmó Loreto Ordóñez, CEO, Engie. "El PNIEC contempla un crecimiento de la demanda del 5% [anual], cuando la media de crecimiento en España es del 1%; necesitamos incorporar más demanda industrial", dijo la Ordóñez.

La culpa de que el consumo de electricidad no crezca lo suficiente se repartió este miércoles entre el Gobierno y Red Eléctrica (REE). Según el sector solar, el Ministerio de Transición Ecológica está siendo extremadamente lento a la hora de impulsar el despliegue de baterías, que permiten almacenar la electricidad generada durante el día para venderla a la hora del desayuno o la cena, cuando se dispara el consumo, una manera muy efectiva de equilibrar los precios de la luz. El Ejecutivo tampoco está haciendo lo suficiente para atraer fábricas extranjeras que consuman la electricidad española, y aquí proponen una rebaja de impuestos y tasas energéticas para convertir la península en un referente industrial. A Red Eléctrica, la empresa que monopoliza la red de transporte de la luz, los empresarios solares le achacaron una falta de puntos de conexión eléctricos en la red, indispensables para poder construir nuevas fábricas intensivas en energía. "No solo no capturamos demanda, es que estamos rechazando demanda porque no hay capacidad en la red para incorporarla”, añadió la ejecutiva de Engie. 

Sin embargo, la proliferación de plantas fotovoltaicas con capacidad de producción inferior a los 50 Kw. que harían necesario un trámite y autorización ministerial, está cambiando por completo la fisonomía de nuestro entorno rural. 

Bajo la siniestra denominación de "Áreas de Sacrificio" se da rienda suelta a la especulación de empresas, ayuntamientos y, sobre todo, grandes latifundistas, para sustituir áreas de cultivo y pastoreo por estos mares de espejos que crecen sin prácticamente control alguno, pues trocean la producción en varias plantas inferiores a esos 50 Kw. para así poder sortear trámites seguramente más largos y exigentes.

Ya no es el ladrillo el que amenaza los campos que rodean nuestros pueblos, sino la construcción de estas plantas fotovoltaicas que engullen por los cuatro costados los núcleos urbanos. 

Quienes vivimos en ellos asistimos atónitos a cómo se arrancan árboles y se eliminan cultivos que son reemplazados por este tipo de instalaciones, allí por donde antes paseábamos, pastaban los rebaños de ovejas o se recolectaba lo que la tierra producía. 

Es necesario regular de otro modo esto que ya se está produciendo y que amenaza con acabar siendo otra burbuja que estalle y nuestros campos acaben poblados por esqueletos de metal abandonados e inservibles.

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Luis del Castillo Vergara es socio de infoLibre.

La industria española destinada a la transición energética también sufre el dominio chino. Hace dos semanas Estados Unidos anunció una batería de aranceles sin precedentes contra la entrada de vehículos eléctricos, paneles solares, baterías y microchips de este país. Europa ha dicho que no apostará por esa vía, pero la situación no es menos preocupante. La última feria fotovoltaica de Ifema celebrada en febrero estuvo dominada por fabricantes chinos como DMGEC, Aiko o Ginko Solar, mientras que las marcas españolas se publicitaban principalmente para la distribución y la instalación de placas fotovoltaicas, con algunas excepciones de fabricantes de inversores, seguidores solares o soportes.

España es el sexto país por potencia fotovoltaica instalada del mundo y hace una década albergó empresas que fabricaban paneles solares por completo, desde la extracción del silicio hasta el ensamblaje, pero la crisis del sector entre 2010 y 2018 y la competencia china hundieron a algunas empresas, como la valenciana Siliken, y obligaron a otras como Solaria a abandonar la fabricación. En este momento, la Unión Europea solo tiene capacidad para fabricar por completo un 5% de los paneles que necesita cada año, principalmente porque no tiene capacidad para producir células solares, la placa donde se genera la energía.

Xavier Cugat, experto en energía renovable con veinte años de experiencia, explica que la debilidad europea en este mercado no se debe a la falta de materias primas, sino al vacío de inversión en fábricas. Para producir paneles a un precio competitivo es necesario producir en cantidades muy grandes, y esa capacidad solo la tiene China. “La industria fotovoltaica está muy automatizada y el tamaño lo es todo. El fabricante número 1 de China produce cada año unos 40 GW o 50 GW de paneles, casi lo que consume Europa”, afirma. 

Sin embargo, Cugat también incide en que la industria solar en España es más potente de lo que podría parecer, aunque haya perdido fuerza y pese a que no tiene ni una empresa capaz de producir el 100% de las piezas de un panel. “Puede que no tengamos células solares, pero solo son una parte del proceso. España es muy potente en inversores (aparatos que cambian la corriente continua a alterna de una instalación) y en seguidores (dispositivos que mueven el panel solar para que siga al sol), y somos grandes exportadores de paneles”, señala. De hecho, por mucho que España importa módulos chinos, la balanza comercial del sector es positiva: se venden al extranjero 1.338 millones de euros más de los que se compran.

El problema es transversal en toda Europa desde hace años, pero Bruselas no logra revertir la situación. En diciembre de 2022, la Comisión montó una alianza con la patronal solar europea para producir en tres años paneles con una potencia equivalente a 30GW al año, el equivalente a todas las placas instaladas actualmente en España. Pero los propios fabricantes descartan ya cumplir con esa meta porque no es posible elaborar muchos de los componentes clave. “El objetivo original de alcanzar 30 GW para 2025 ya no parece factible. En su lugar, ahora se habla de un objetivo de 30 GW para 2030 a base de recuperar la industria europea que se ha deslocalizado fuera”, se lee en el informe de la patronal Solar Europe 2023-2027.

Los fabricantes europeos calculan que el objetivo de 30 GW de producción está realmente muy lejos en algunos componentes. Prácticamente, no se fabrica nada en lingotes ni obleas de silicio, mientras que la capacidad de producción de células fotovoltaicas apenas es de 2 GW al año. En otras piezas de los paneles la situación es más satisfactoria. La manufactura de silicio policristalino, un material que se emplea para fabricar otros componentes, es ahora de 26 GW al año en todo el continente y la industria de módulos fotovoltaicos, el panel, está 14 GW. El único producto que triunfa en el continente a gran escala es el inversor, puesto que se fabrican el equivalente a casi 80 GW. En contexto, el año pasado se instalaron en toda la Unión Europea 56 gigavatios de paneles solares.

La Comisión está preocupada porque la transición energética está ahora explotando, y si no se aborda, el dominio chino solo irá en aumento. El año pasado, la inversión que hizo el gigante asiático en expandir la fabricación de paneles solares representó el 91% del dinero gastado en todo el mundo. Y en otros sectores como baterías, tierras raras, metales, eólica y coches eléctricos va por el mismo camino. Ursula Von der Leyen, la presidenta de la Comisión, declaró esta semana a Financial Times que está preocupada por las ayudas de Estado que recibe la industria china, pero que no apostará por los aranceles salvajes de Estados Unidos. “Digamos que compartimos algunas de las preocupaciones de nuestros homólogos estadounidenses. [Pero] nuestro enfoque es diferente. Queremos competencia, queremos comerciar juntos, pero queremos que sea justo y respete las reglas”, dijo al diario británico.

En el mundo de los aerogeneradores, la entrada asiática es por ahora mucho más sutil y, por ahora, el 98% de la instalación de molinos chinos se hace dentro de su propio país. En España solo se conoce un parque eólico con molinos chinos, el de La Loma, en Teruel, con modelos de la marca Sinovel. Y dentro de la industria energética, la eólica china es la única para la que Estados Unidos no ha anunciado aranceles. No obstante, los fabricantes europeos de aerogeneradores están muy preocupados con la entrada de estas máquinas, que ya se extienden poco a poco por los países del este de Europa, y la patronal de fabricantes Wind Europe denuncia que están entrando con precios un 50% por debajo de los que puede ofrecer la industria local.

Donde sí ha incrementado tarifas el presidente Joe Biden es en el mercado de las baterías. Este mismo año entrarán en vigor aranceles del 25% para los acumuladores de litio de los coches, y en dos años de esa cifra para las de almacenamiento de energía renovable, enfocadas al consumo de hogares y empresas, donde es demasiado pronto para poner barreras. En el sector de las baterías de coche, la industria europea se defiende por ahora. Según la Agencia Internacional de la Energía, el año pasado se fabricaron en Europa 2,5 millones de vehículos eléctricos (100% eléctricos e híbridos enchufables) y solo necesitó importar de China el 20% de las baterías que utilizó. El problema es que el 75% de la capacidad europea de fabricación de baterías para vehículos está en manos de empresas coreanas, principalmente LG, que solo con su fábrica de Polonia supone la mitad de la producción del continente.

No obstante, la Comisión ya trabaja para evitar que esta brecha se amplíe y en octubre inició una investigación sobre tres fabricantes de coches chinos, BYD, SAIC y Geely, para determinar si reciben ayudas de Estado que minen la competencia. También ha puesto en marcha en los últimos dos meses pesquisas sobre fabricantes de aerogeneradores y de paneles solares. En represalia, China amenazó este martes con imponer aranceles del 25% para los coches de combustión de gran cilindrada que importa de Europa y Estados Unidos, aunque por ahora solo son una idea sobre la mesa.

En el mercado de las baterías para almacenar electricidad para las ciudades, la industria europea está desaparecida, según afirma un ingeniero español que trabaja para una compañía china que fabrica baterías. “Es triste decirlo, pero no hay competencia de ninguna manera entre Europa y China en este sector. Hace falta una cantidad astronómica de inversión, y allí es el Estado quien promociona a las empresas. La mía lleva desde hace 15 años investigando las baterías y aquí Bruselas lleva tres años diciendo que hay que actuar, pero no se ha materializado en nada. Otro error es pensar que allí son más baratos porque tienen mano de obra barata, pero es porque allí fabrican robots, mientras que el 40% de mi plantilla se dedica al I+D”, explica el experto, que prefiere omitir su nombre porque comercializa en España.

Hace dos semanas se reunieron en Madrid las grandes compañías eléctricas en su congreso anual e invitaron a algunos portavoces de la sociedad civil para que expusiesen sus problemas. Juan Almansa, un alto cargo de la asociación agrícola Asaja, usó sus minutos para afear a los ejecutivos de las grandes compañías que están quitando tierras al sector primario a golpe de talonario para instalar paneles solares. "He visto a agricultores que tenían ayudas para modernizar sus cultivos, pero llegáis vosotros, le ofrecéis 1.500 euros por hectárea, y a ese hombre le ha tocado la lotería", dijo Almansa. 

El portavoz de Asaja se refería a la compra o el alquiler de terrenos para instalar paneles solares, que ha generado tensiones en comunidades autónomas donde el sector primario tiene mucho peso y la fotovoltaica ha entrado con fuerza, como Castilla-La Mancha, Castilla y León o Extremadura. Las plantas solares necesitan terreno llano para instalarse y en muchos casos ya están ocupados por fincas agrícolas. Como la rentabilidad del sector energético es mucho mayor, pueden ofrecer por el suelo mucho más de lo que nunca podría ganar un agricultor, y casi todos los profesionales terminan cediendo sus tierras durante décadas, denuncian desde el sector primario.  El precio que se suele pagar por el alquiler de la hectárea agrícola es de entre 1.300 y 1.800 euros al año, mientras que cultivar esa hectárea con secano reporta menos de 300 euros, y con la inflación y la sequía de los últimos meses algunas dan incluso pérdidas. 

El sector fotovoltaico afirma por su parte que no pretenden dañar el sector primario, ya que solo se necesitaría el 0,5% del terreno agrícola de España para construir todos los paneles necesarios de aquí a 2030 incluidos en el Plan Nacional de Energía y Clima. Pero también es cierto que los proyectos solares no se pueden construir en cualquier sitio, y habitualmente se concentran cerca de núcleos urbanos o fincas de alto valor (regadío), por lo que en algunos municipios sí suponen una competencia para la economía agraria.  

Esta situación se da porque las instalaciones fotovoltaicas tienen que ir conectadas a nudos de acceso de red, subestaciones eléctricas donde se enganchan todas las instalaciones que generan energía en una zona y que permiten que la luz producida llegue a la red nacional. Estos nudos suelen estar junto a las zonas urbanas, polígonos industriales o fincas agrícolas de regadío de alto valor que consumen mucha electricidad. En estos lugares también hay líneas de alta tensión para evacuar la electricidad y construir una granja solar es más económico. 

Juan Almansa, de Asaja, así como otros portavoces del mundo agrícola, también critican que este sistema de alquiler o compra de fincas ha derivado rápidamente en un sistema especulativo. Como los grandes inversores de energías renovables no pueden peinar cada pueblo en busca de tierras para instalar los paneles, han aparecido empresas minúsculas, creadas con un capital mínimo, que se dedican a convencer a agricultores para que alquilen sus tierras a cambio de un buen dinero. Ofrecen a un grupo de vecinos un precontrato en el que se comprometen entregar sus tierras cuando se comiencen a instalar los paneles, pero nadie tiene la certeza de que eso vaya a ocurrir porque es el primer paso de un proceso que puede durar varios años. 

"Aquí hemos tenido un lío enorme con eso", cuenta Aurelio González, líder de la Unión de Pequeños Agricultores (UPA) en Castilla y León. "Llega una empresa que no conoce nadie, con un pequeño capital y que teóricamente tiene un acuerdo con una gran empresa extranjera para poner placas, pero resulta que es papel mojado. Nosotros les llamamos los conseguidores". El problema es que esos precontratos llegan antes de que la futura planta tenga permiso de conexión a la red, pase la declaración de impacto ambiental de la comunidad autónoma y tenga los permisos del ayuntamiento, por lo que un porcentaje de los que firman no llegan a ver el dinero. En algunos casos, el precontrato incluye el pago de un pequeño adelanto, pero depende del caso. 

En la campiña segoviana, una zona con medio centenar de municipios y una gran extensión de cultivo de cereal, la fotovoltaica ha explotado con fuerza en los últimos años y allí también han hecho negocio los conseguidores de terrenos. Ignacio Llorente fue uno de los agricultores agraciados y todo salió como le prometieron. Firmó el precontrato en 2019 y este otoño han comenzado a instalar los paneles. "Algunos rechazaron la oferta por amor a la tierra", reconoce. "A mí me encanta mi trabajo, pero la subida del gasóleo, las semillas y los abonos me llevaron a aceptarlo. Es una renta anual para vivir tranquilo", explica. 

En su caso, le han ofrecido 1.300 euros más IVA al año por hectárea, frente a los 300 que sacaba un año normal con su cereal, y ha alquilado 10 hectáreas durante 25 años con una prórroga de 10 más, aunque sigue mantenido otras fincas que seguirá trabajando. En su caso, como en el de la mayoría de los contratos, la empresa energética se hace cargo del IBI del terreno, que es lo más caro, ya que para poner paneles hay que cambiar el uso del suelo de agrícola a industrial. 

Diego Antúnez, que también tiene fincas cerca de Segovia, no corrió la misma suerte. A él y a otros vecinos les ofrecieron hace dos años y medio un precontrato para construir una macroinstalación solar, pero la empresa con la que firmó no da señales de vida y asume que no consiguieron los permisos para montar la instalación. "Nos pusieron la miel en los labios y ahora tenemos un precontrato que no vence hasta dentro de otros dos años y medio. Me han llegado otras tres ofertas para alquilar las hectáreas, pero las tengo bloqueadas hasta que se termine el que he firmado", lamenta. Al menos, ese acuerdo no le impide seguir cultivando las fincas. 

Precisamente en Castilla y León, el enfado del sector agrícola llevó a que el año pasado la Junta prohibiese instalar solar en tierras regables. El Ministerio de Agricultura promovió en marzo que esta decisión se amplíe a toda España para cortar de raíz el conflicto entre el sector primario y la energía solar, extendiéndolo también a la eólica. En Comunidad Valenciana, donde también han puesto tradicionalmente un coto a la expansión de la energía verde, un máximo de ocupación fotovoltaica del 3% de la superficie de suelo no urbanizable municipal.

Iberdrola y el grupo empresarial asturiano Exiom han creado una alianza para liderar la fabricación de paneles solares fotovoltaicos en España. Así, ambas compañías ubicarán en el municipio asturiano de Langreo la primera gran planta de construcción fotovoltaica del país y una de las primeras a escala industrial de Europa, que supondrá una inversión de 20 millones de euros, informa Europa Press.

La fábrica de paneles solares en la cuenca minera entrará en funcionamiento este mismo año, 2023, ha informado Iberdrola en un comunicado.

El acuerdo con Exiom responde al esfuerzo emprendido por Iberdrola para atraer a España parte de la cadena de valor vinculada a las energías renovables, en concreto, la energía solar.

El objetivo es convertir a España en punta de lanza para liderar este emergente sector desde Europa. La comarca asturiana de Langreo acogerá el emplazamiento para la construcción de la que se convertirá en la primera gran fábrica fotovoltaica en España.

La inversión prevista es de 20 millones de euros y contribuirá a la reactivación económica de las cuencas mineras con una generación de 115 empleos directos en la zona.

Exiom es, además, un fabricante de capital 100% español, con origen en la propia Asturias, y uno de los únicos grupos europeos en aparecer en el listado de fabricantes Tier 1.

La apertura de esta nueva fábrica en Europa responde al interés de ambas compañías en alcanzar una fabricación competitiva a nivel europeo, focalizada en una primera fase en paneles solares con la posibilidad de extender la colaboración a otros de componentes de la cadena de valor fotovoltaica.

Además, la iniciativa refuerza el compromiso de ambas compañías con la industrialización asociada a la transición energética tal y como refleja el Green Deal Industrial Plan, presentado recientemente por la Comisión Europea.

Ambas empresas han estado en contacto permanente con el Gobierno del Principado de Asturias, dado el efecto dinamizador que el proyecto tendrá en la comarca.

La apuesta de Iberdrola por un modelo energético sostenible se enmarca en su programa Perseo, para fomentar el desarrollo de startups y empresas industriales innovadoras que trabajen en nuevos ámbitos de la electrificación y en sectores difíciles de descarbonizar.

El programa Perseo cuenta con 40 millones de euros, a través de Perseo Venture Builder, específicamente para lanzar iniciativas industriales que se puedan desarrollar en el ámbito de la transición energética.

Desde su creación en 2008, el programa ha invertido 175 millones de euros en negocios que desarrollan tecnologías innovadoras, poniendo el foco en aquellos que permitan mejorar la sostenibilidad del sector energético mediante una mayor electrificación y descarbonización de la economía.

Este viernes el precio mayorista de la electricidad cayó hasta los 5,47 euros el megavatio hora, el más bajo desde febrero de 2021. Justo cuando empieza el invierno y se cumplen 10 meses desde que Rusia invadió Ucrania, y en el momento en que la Unión Europea ha llegado a un acuerdo para fijar un tope al precio del gas. Los costes de la energía empezaron a escalar ya antes de la guerra en el Este, pero fue a partir del cierre del grifo del gas ruso cuando a los europeos no les quedó más remedio que cambiar sus patrones de producción y consumo.

Desde el pasado invierno, la Unión Europea ha reducido en un 68% la generación de electricidad. Según los datos de la sociedad alemana Fraunhofer, la organización de investigación aplicada más grande de Europa, la producción eléctrica en la semana que empezó el 19 de diciembre ha disminuido en España un 65,7% respecto a la misma semana de 2021. En Alemania, un 61,6%. Pese a la diferencia de potencia económica, ambos países tienen un mix energético bastante similar, apunta Pedro Cantuel, analista de mercados de electricidad y gas de la energética Ignis, por su grado de diversificación, a diferencia de otros países como Italia.

Materia distinta es la composición de su cesta de fuentes de energía. Esta última semana España ha tirado en un 24,4% de sus centrales nucleares, cuatro puntos por encima del uso que hizo hace un año. Alemania, en cambio, apenas lo ha hecho en un 5%, tras reducir casi ocho puntos la participación nuclear en la factura eléctrica final del pasado invierno.

Por el contrario, la principal fuente de generación de electricidad en Alemania en diciembre ha sido el carbón: un 28%. Aunque lo ha reducido en más de 11 puntos respecto a esta misma semana de 2021, aún sigue dibujando una dependencia nada acorde con los objetivos medioambientales europeos. “Hasta casi el 20 de diciembre no habido viento [en Alemania], por lo que no les ha quedado más remedio que tirar del carbón y del gas”, explica Cantuel. En España, el carbón sólo representa este mes un 3,2% de la producción eléctrica total, cinco décimas menos que hace un año.

También encadenados al carbón por culpa de la crisis de precios de la energía están los Países Bajos, que en esta última semana han producido hasta un 38% de su electricidad a base de quemar hulla, más que ningún otro país de la UE. Además, esa dependencia ha aumentado más de 12 puntos respecto al mismo periodo de 2021. El carbón representa esta semana el 17,7% de la generación eléctrica de la Unión Europea, casi 12 puntos menos que hace un año.

En diciembre, el gas sólo ha servido para producir un 12,5% de la electricidad española, menos de la mitad del protagonismo que tuvo en 2021, cuando representaba el 32,5% de la generación. Sin embargo, eso no significa que se haya producido menos. Respecto al año pasado, la generación de gas entre enero y junio de este año ha aumentado en España un 63% comparada con idéntico periodo de 2021, según los cálculos de la consultora británica Aurora Energy Research. Ha pasado de 24.000 a 39.000 gigavatios hora, pese al descenso general de la demanda energética, unos 4.000 gigavatios hora menos, y al aumento de producción de las renovables, otros 4.000 gigavatios hora más. Dos son los motivos que lo explican: la necesidad de compensar el descenso de la producción hidroeléctrica por culpa de la sequía –3.000 gigavatios hora menos– y el aumento de las exportaciones a Francia, espoleadas por la caída de las centrales nucleares en el país galo y el tope ibérico del gas, que abarata su precio.

En Alemania, el gas sirvió para producir un 14,4% de la electricidad; es decir no mucho más que en España. Es sólo punto y medio menos que hace un año. Pero donde el gas condiciona de forma absoluta el mercado energético es en Italia. Esta última semana ha representado nada menos que el 52,3% de la generación de electricidad. En Italia, que es exportador neto de energía, no hay nucleares desde que se cerró la última en 1990. Un referéndum celebrado en 1987 forzó la baja de las cuatro que los italianos tenían en funcionamiento y otro en 2011 la ratificó. Aún mantienen un 12,8% de producción eléctrica basada en el carbón. Su retraso en la adopción de energías renovables es notable, destaca Pedro Cantuel. De hecho, la eólica sólo supuso esta última semana un 3,2% de la electricidad generada. Y la hidráulica, un 10%.

En España la producción hidroeléctrica ha sido sólo un poco superior este mes, un 12,8%, a la italiana debido a la falta de lluvias todo el año. Portugal, en cambio, duplica ese porcentaje –35,1%– y su propia generación del año pasado por estas mismas fechas –17,3%–. Sólo Suecia descansa más en la producción de sus embalses y ríos, con una cuota récord del 45,7% este diciembre. Portugal es, de hecho, el campeón europeo en renovables. Esta semana, el 49% de su electricidad procede de parques eólicos. En España, el 39% y en Alemania, el 40,3%. Casi el doble de la media europea, un 25,7% este mes. Es más o menos la cuota eólica en los Países Bajos –26%– y Bélgica –29,4%–, mientras que Francia y Suecia se quedan muy por debajo, con un 16,9% y un 19,5%, respectivamente. Según la Asociación Empresarial Eólica, este año las turbinas de viento han alcanzado su récord de generación, con más de 61.000 gigavatios hora, lo que convierte a esta fuente de energía en la primera tecnología renovable en el sistema eléctrico español.

También lidera la producción eólica el Reino Unido, con un 36,6% de su electricidad generada por el viento, según los datos del operador del sistema eléctrico británico. Aun así, su dependencia del gas es notable, puesto que un 30,8% de la electricidad producida este mes tiene esa fuente. Las centrales nucleares proporcionan el 16% del suministro y sólo un 2,6% es generado a partir de carbón.

“Debemos ser independientes del petróleo, el carbón y el gas rusos. Sencillamente, no podemos confiar en un proveedor que nos amenaza de manera explícita. Tenemos que actuar ahora para mitigar el impacto del aumento de los precios de la energía, diversificar nuestro suministro de gas para el próximo invierno y acelerar la transición hacia una energía limpia. Cuanto más rápido adoptemos las energías renovables y el hidrógeno, combinado con una mayor eficiencia energética, más rápido seremos verdaderamente independientes y controlaremos nuestro sistema energético”. La declaración es de la presidenta de la Comisión Europea, Ursula von der Leyen. La hizo el 8 de marzo pasado, a los pocos días de estallar la guerra en Ucrania.

Investigadores del Laboratorio Nacional Lawrence Livermore (LLNL) del Departamento de Energía (DOE) de Estados Unidos han logrado en primicia una ignición por fusión, que cambiará el futuro de la energía limpia, según informa Europa Press.

Por primera vez, los investigadores en este campo producen más energía a partir de la fusión de la que se utilizó para impulsarla.

El logro, presentado oficialmente este martes, se produjo el 5 de diciembre. En el National Ignition Facility (NIF) del LLNL se realizó la primera demostración de la ignición por fusión en un dispositivo de laboratorio. El NIF es la instalación de energía de fusión inercial más grande y potente en su clase.

La ignición por fusión es uno de los desafíos científicos más significativos nunca afrontados por la Humanidad. Es el punto en el que una reacción de fusión nuclear produce energía como para ser autosuficiente. Simula la producción de energía en el Sol y es considerado el santo grial para obtener energía limpia e inagotable.

En los años 60 del siglo XX, científicos pioneros de Livermoore dirigidos por John Nuckolls plantearon la hipótesis de que los rayos láser podrían ser utilizados para conseguir una ignición por fusión, que sólo ahora ha sido conseguida por primera vez.

Para desarrollar el proyecto durante los últimos 60 años, LLNL construyó una serie de sistemas láser cada vez más potentes, lo que condujo a la creación de NIF. Ubicado en Livermore, California, es del tamaño de un estadio deportivo y utiliza potentes rayos láser para crear temperaturas y presiones como las que se encuentran en los núcleos de estrellas y planetas gigantes, y dentro de las armas nucleares que explotan.

La fusión es el proceso por el que existen nuestro sol y el resto de las estrellas. La fusión nuclear ocurre cuando dos núcleos atómicos se combinan para formar un núcleo más pesado.

El pasado 5 de diciembre, la energía de fusión liberada en el NIF fue mayor que la destinada por la energía del rayo láser aplicado con ese fin, superando el umbral necesario para la ignición.

El experimento de LLNL superó el umbral de fusión al entregar 2,05 megajulios (MJ) de energía al objetivo, lo que resultó en 3,15 MJ de producción de energía de fusión, demostrando por primera vez una base científica fundamental para la energía de fusión inercial (IFE).

Todavía se necesitan muchos desarrollos científicos y tecnológicos avanzados para lograr un IFE simple y asequible para proporcionar energía a los hogares y las empresas, y el DOE actualmente está reiniciando un programa IFE coordinado y de base amplia en los Estados Unidos. Combinado con la inversión del sector privado, existe un gran impulso para impulsar un rápido progreso hacia la comercialización de la fusión, según un comunicado del DOE.

Según explicó en la presentación la secretaria de Energía de la administración Biden, Jennifer M. Granholm, este hito abre además una capacidad sin precedentes para apoyar el Stockpile Stewardship, el programa de los Estados Unidos de pruebas de confiabilidad y mantenimiento de sus armas nucleares sin el uso de pruebas nucleares.

Jasa es un pequeño pueblo, de 100 habitantes, en la comarca aragonesa de la Jacetania. Geográficamente, se sitúa en el valle de Aragüès, en plenos Pirineos. "Estamos rodeados de bosques", cuenta, orgulloso, su teniente de alcalde: la majestuosidad del entorno natural suele dejar prendado al viajero. El municipio es uno de los que se ha lanzado, de mano de la Fundación Ecología y Desarrollo (Ecodes), de la teoría a la práctica de la transición energética: les quedan flecos para inaugurar su propia comunidad energética local. Decenas de vecinos se beneficiarán de energía solar fotovoltaica limpia y barata, sin eléctricas de por medio. Y sin excusas.

La iniciativa del municipio pirenaico pertenece al programa Energía Común, de Ecodes, que está peleando en, por el momento, tres pueblos aragoneses para que despegue el autoconsumo compartido. Biscarrués, en Huesca, ya ha constituido su propia comunidad energética local y anda buscando emplazamiento para la instalación fotovoltaica; en Valle del Hecho, también de la comarca de la Jacetania, celebrará pronto su segunda reunión: "la primera suscitó mucho interés y va adelante", confirman desde la organización.

"No se trata solo de ahorrar dinero o generar energía limpia", defiende Carlos Pesqué, responsable del programa Energía Común. "Es una herramienta para abordar problemas sociales". Las comunidades energéticas locales, como se explica aquí, son una unión de ciudadanos, administraciones y empresas para gestionar su propia electricidad al margen del modelo habitual, en el que grandes empresas actúan como generadoras, comercializadoras y distribuidoras. Puede tomar diversas formas, pero el proyecto de Ecodes es más sencillo –e igualmente valioso–: placas fotovoltaicas que no solamente sirven a una familia o a un edificio, sino a un grupo de vecinos.

El autoconsumo compartido, explica Pesqué, es una forma de "crear comunidad": los vecinos aprenden, se implican y toman decisiones sobre cómo será la instalación y dónde se ubicará, con el asesoramiento de los expertos y la comunicación con los Ayuntamientos. Se pasa de la pasividad a la proactividad: de firmar un contrato con una eléctrica sin entender bien qué se cobra a ser plenamente consciente del origen de la luz que se disfruta en el hogar.

El origen, explica el portavoz de Ecodes, está en el decreto de autoconsumo del Ministerio para la Transición Ecológica que abría la puerta a las instalaciones compartidas. "Vimos que podíamos aprovechar este nuevo recurso para ayudar a las personas en pobreza energética y que tuvieran energía segura y limpia". Pero pronto se dieron cuenta de que la herramienta se podía utilizar más allá del apoyo a los vulnerables: "para fomentar la comunidad en estos núcleos locales", la colaboración entre los habitantes de una España rural que sufre cada vez más los efectos de la despoblación y el aislamiento.

La organización lleva dos años dando charlas y talleres sobre energía en municipios de las tres provincias aragonesas, y esa experiencia les sirvió para embarcarse en esta iniciativa. "Fue muy útil para conocer la percepción de las necesidades en el territorio, para el impulso de estas comunidades energéticas". No ha sido fácil. Hay barreras. En primer lugar, las técnicas: no todas las zonas sirven, hay cascos antiguos de pueblos protegidos por la norma en los que no se puede colocar una instalación fotovoltaica. Pero también hay barreras humanas.

Es difícil que los vecinos se impliquen desde el desconocimiento. "El territorio son muchos territorios. No es lo mismo Biscarrués, que está en una zona turística con más diversidad de población, con gente que vive en grandes ciudades y tiene ahí la segunda vivienda... que Jasa, en mitad del pirineo", explica Pesqué. Los más mayores nunca han oído hablar de una placa fotovoltaica, ni de autoconsumo, por lo que el empoderamiento de estos consumidores es más complicado. Y más, cuando hay dinero de por medio. "Venían a las sesiones informativas y se preguntaban cómo iban a amortizar la inversión, porque decían que, en unos años, a saber dónde estarían", relata.

Ecodes ha trabajado con los Ayuntamientos para reducir la inversión inicial para pagar la instalación y que la transición sea accesible para todos. Pero como explica Javier Belio, teniente alcalde de Jasa, el hecho de compartir hace que el esfuerzo económico inicial sea muy inferior al que se tendría que hacer en el caso de placas unifamiliares. "La estimación es que la inversión es de entre unos 1.500 y 1.800 euros, y se amortiza en cuatro años". Sin contemplar las subvenciones que ofrecen los fondos europeos, y que el pueblo estudia para solicitar.

"Había muchas dudas e incertidumbre ante lo desconocido", confirma el teniente de alcalde. Pero, a fuerza de sesiones informativas y de implicación, las 50 familias que participarán del proyecto y recibirán electricidad limpia de dos instalaciones fotovoltaicas en el pueblo ya saben en qué consiste, cómo funciona y los beneficios. "Nos faltan los últimos retoques", explica Belio, pero pronto echará a andar la comunidad energética local.

La experiencia de Ecodes en el rural aragonés demuestra que la transición energética es posible hasta en los contextos menos apropiados para que se produzca; pero que hace falta una iniciativa que busque, que explique, que enseñe y que convenza. Las herramientas ya existen, no solo en el autoconsumo, también en la gigantesca tarea de la rehabilitación de viviendas o en la sustitución del gas como combustible para la calefacción. Pero la administración tiene que ser proactiva.

La industria alimentaria ha reducido su consumo de electricidad un 11,4% interanual. Las fábricas de coches, aún más, un 16,6%. Y los hogares, un 15,3%. Son datos de Red Eléctrica Española (REE), el operador del sistema eléctrico nacional, relativos a abril, a partir de su índice IRE, que recoge la evolución del consumo de energía eléctrica de las empresas que tienen un consumo medio/alto: una potencia contratada superior a 450 kW. A tenor de esos datos, los precios récord de la luz empiezan a notarse en la demanda, que se contrae cuando los costes de la energía se consolidan y dañan los márgenes de las empresas. Ya antes de la guerra en Ucrania los precios llevaban meses acelerándose y las medidas del Gobierno no han mitigado unas subidas que no parecen tener fin.

El descenso en el consumo eléctrico nacional ha sido del 6,1%, también en comparativa interanual, apenas cuatro décimas por debajo del recorte de marzo. Sólo en abril y mayo de 2020, debido al confinamiento y las restricciones a la actividad económica, el recorte de la demanda de electricidad fue mayor: un 23,3% y un 15,9%, respectivamente. Ese año, de media, el consumo de luz se contrajo un 7,7%. Hay que remontarse a 2012, en lo peor de la crisis financiera, para encontrarse con otro frenazo de la demanda, pero fue la mitad, un 3,6%.

Además, hay que tener en cuenta que el consumo se sostiene gracias a que hay otros sectores que han disparado sus facturas. El comercio ha aumentado su demanda de electricidad un 33,2% en abril y un 38,2% en marzo. Los hoteles multiplican esa alza por tres, al consumir un 102,2% más de luz que hace un año. En marzo ya lo mejoraron un 85,6%. La Semana Santa y el comienzo de la temporada alta del turismo explican el repunte.

“Esa caída normal no es”, reconoce el economista Javier Santacruz, quien a continuación apunta el adjetivo “preocupante”. A su juicio, aunque por los cambios en los patrones de consumo terminará rompiéndose la tradicional correlación entre aumento de la demanda energética y crecimiento del PIB, el descenso de ésta no deja de ser un mal dato, que traduce, si no paralizaciones de la actividad de algunas industrias, sí la existencia de “problemas importantes”.

Porque ni la alimentaria ni la automovilística son industrias electrointensivas, como la siderurgia, la química o los gases industriales, que han resultado las primeras y más afectadas por la escalada de los precios energéticos ya el pasado verano. En marzo de este año, con la guerra en Ucrania recién comenzada, ochos asociaciones empresariales del sector industrial enviaron una carta al presidente del Gobierno, Pedro Sánchez, donde advertían de que estaban abocadas a paralizar la producción o incluso acometer ERTE o deslocalizaciones si no se contenía la factura de la luz. Entre ellas se encontraban las siderúrgicas Acerinox y Arcelor Mittal, la metalúrgica Celsa, Cementos Portland a Asturiana del Zinc.

Fuentes de Confemetal aseguran que algunas empresas han parado segmentos de producción o han dejado inactivas parte de sus cadenas. Según sus últimas cifras de actividad, la patronal constata una “acusada caída de la producción y una más ligera de la cifra de negocio”. En marzo, el descenso de la primera alcanzó el 3,6%, una tendencia que se ha mantenido en abril. La segunda se ha reducido un 0,7%. Al mismo tiempo, los precios industriales del metal en abril se han disparado un 16,2% respecto del mismo mes de 2021. El índice de precios acumulado de la metalurgia básica ha crecido aún más, un 45,9% acumulado hasta abril. Un alza que se transmite inmediatamente al resto de la cadena, desde los productos metálicos hasta los equipos eléctricos. Las mismas fuentes confirman una caída de la demanda que tiene su correlato en una caída de la producción y, por tanto, del consumo eléctrico. Éste ha sido del 19,7% según los datos de Red Eléctrica referidos a abril.

Aún lejos de esta dependencia, las industrias de la alimentación y el automóvil se están viendo muy perjudicadas por un encarecimiento tan prolongado de los precios energéticos. Un recorte del consumo eléctrico de la transformación alimentaria de ese volumen –11,4%– no se produjo ni en mayo de 2020, cuando no superó el 3%. Y hay que remontarse al segundo trimestre de 2013 para encontrar un descenso del 2,6%. Uno de los motivos es que el 80% del consumo industrial de electricidad está ligado a la tarifa del mercado. “Es el único país de la UE en que ocurre algo así”, destaca Javier Santacruz. Por establecer una comparación, en el caso de los hogares son el 40% los que cuentan con este tipo de tarifa, unos 10,5 millones. Según el economista, se está produciendo el trasvase de industrias a contratos con tarifa fija para escapar del ascenso inusitado de la electricidad.

El pasado 4 de mayo, la Alianza por la Competitividad de la Industria Española, integrada por ocho asociaciones empresariales, remitió otra carta al Gobierno, en este caso a la vicepresidenta tercera y ministra de Transición Ecológica, Teresa Ribera. Entre las firmantes se incluyen Anfac (automóvil), AOP (operadores petrolíferos), FIAB (Alimentación y Bebidas) o Feique (Química). Todas ellas le reclamaban la celebración “urgente” de subastas de tecnologías inframarginales” para que las empresas eléctricas ofrezcan contratos bilaterales “a precios competitivos”. Es decir, acuerdos directos de venta entre un productor y un consumidor de energía. El Gobierno quiere que las eléctricas participen obligatoriamente en esas subastas, donde se pujaría por contratos de venta de electricidad de generación eólica, nuclear o hidroeléctrica, a largo plazo y con precios estables. Pero las grandes compañías suministradores se oponen y la iniciativa lleva seis meses de retraso. Se trata de una medida adicional al tope del gas cuya puesta en marcha se encuentra aún pendiente de la aprobación de Bruselas.

Un portavoz de Seat niega a infoLibre que haya frenado su producción. “Al contrario, en los dos últimos meses, hemos fabricado más coches que antes porque hemos tenido más disponibilidad de piezas”, asegura, en referencia a los severos problemas en las cadenas de suministro internacionales que han aquejado a todas las factorías automovilísticas del mundo. “Además, desde hace año optimizamos mucho el consumo de energía para reducir las emisiones de CO2”, sostiene.

También ha sufrido una importante caída el consumo eléctrico del sector de refino de petróleo, un 11,9% de acuerdo con los datos de REE. La patronal AOP admite que las refinerías están “ahorrando” en la factura de la luz, pero precisa que no se están produciendo paradas de actividad.

Lo que sí está provocando el encarecimiento de la electricidad es un auge del autoconsumo. Un portavoz de Stellantis –que agrupa a las factorías de Peugeot, Citroën, Opel y Fiat, entre otras marcas– explica que el grupo tiene en activo dos plantas fotovoltaicas en sus factorías de Madrid y Zaragoza. Con la primera cubrirá el 30% de sus necesidades de electricidad, ahorrando 8.000 MWh al año. Con la segunda, el 15%. El fabricante de chocolates Trapa también ha puesto en marcha una instalación solar con 1.926 paneles fotovoltaicos en su fábrica de San Isidro de Dueñas (Palencia) que, según anuncia, le permitirá ahorrar hasta un 31% de su consumo eléctrico. Esa tendencia, que será cada día más importante, subraya Javier Santacruz, no explica por sí solo el recorte de la demanda de la industria alimentaria, añade, porque en las estadísticas de REE sólo se tiene en cuenta la electricidad que se consume en red. Pero difícilmente ayudará a recortar la factura de las empresas electrointensivas, replica Confemetal.

Para éstas, por el contrario, es fundamental un acuerdo a largo plazo, a 10 o 15 años, precisan, que proporcione “seguridad regulatoria” para invertir. Así como “sacar los costes políticos de la tarifa eléctrica”, en alusión a las moratorias nuclear o del carbón. Además, se está viendo como consecuencia de la invasión rusa la necesidad de garantizar el suministro básico adecuado: con qué tecnologías y con qué proveedores “fiables”. Una lista de deseos que incluye el rediseño de las redes de distribución de electricidad, que se están quedando pequeñas para un nuevo paisaje de pequeños centros de generación y millones de vehículos eléctricos. 

Miguel Ángel Martínez-Aroca (Murcia, 1973) acaba de ser reelegido como presidente de la Asociación Nacional de Productores de Energía Fotovoltaica (Anpier) y tiene la vista puesta tanto en el pasado como en el futuro. Este murciano, que participa en una pequeña planta solar en Yecla y que disfruta de los beneficios de su coche eléctrico y su instalación de autoconsumo, representa los intereses de las más de 60.000 familias que acudieron al llamamiento del Gobierno de Zapatero para cambiar de modelo energético. Invirtieron en placas fotovoltaicas y, posteriormente, tanto el Ejecutivo socialista como el conservador les recortaron la rentabilidad pactada de manera retroactiva.

La herida sigue sin sanar, a pesar del momento inmejorable de la tecnología. España está despegando en capacidad renovable, pero Martínez-Aroca lamenta que el Gobierno se está olvidando de la clase media: dejando la iniciativa a las grandes empresas y promocionando el autoconsumo, pero olvidándose de los pequeños inversores, que podrían ser protagonistas de un modelo más distribuido. Lo explica con una metáfora: Quieren que los españoles nos hagamos el pan en casa que necesitamos, o como mucho compartamos nuestro pan con el vecino. Pero que no abramos una panadería".

¿Cuál es el objetivo número uno de Anpier, la prioridad más urgente?

La mayor urgencia de Anpier y la materia número uno y prioritaria de nuestra asociación es continuar en defensa de la seguridad jurídica que ha sido mancillada. El colectivo de 65.000 familias que hicieron posible la aparición de un nuevo modelo energético basado en las energías renovables en el año 2008, con una inversión de 25.000 millones de euros, ha soportado en los últimos 10 años nueve cambios normativos, retroactivos, que han supuesto un recorte en la actualidad medio de en torno al 30%. Los fondos internacionales, que tienen aproximadamente un tercio del parque solar fotovoltaico original en su propiedad, están obteniendo laudos favorables en la justicia internacional que van a hacer que tengan una rentabilidad muy por encima de los inversores nacionales, que no tenemos esa vía de reclamación.

El objetivo fundamental es avanzar con el actual Ejecutivo en igualar a los productores nacionales en la rentabilidad que obtengan los inversores extranjeros. No puede ser que haya un trato desigual en un mismo hecho: unos recortes que están siendo señalados como absolutamente contrarios a derecho y al sentido común.

En el acuerdo de Gobierno entre PSOE y Podemos expresamente se recoge que se tiene que mejorar la situación de los productores fotovoltaicos nacionales. Exigimos algo con lo que se le llena la boca al actual Ejecutivo: que no van a dejar a nadie atrás. Que la transición energética va a ser justa. Lo dicen con palabras mayores, lo repiten hasta la saciedad. Aquí hay una herida que sigue abierta, que sigue sangrando y que no ha sanado.

¿Qué hace falta para que las pequeñas iniciativas, los pequeños parques, se vean compensados por esos recortes entre 2008 y 2013?

Sin duda, hay una posibilidad de llegar a un acuerdo con el sector. Por nuestra parte, desde Anpier, tenemos la mano tendida a la señora Ribera para poder zanjar de una manera definitiva esta terrible situación de inseguridad jurídica constante que vive el sector de las fotovoltaicas. España es el único país del mundo que ha aplicado cambios normativos retroactivos cuando las inversiones fotovoltaicas ya estaban realizadas y operativas. Se han ofrecido estas posibilidades por escrito al Ministerio y estamos esperando una respuesta sobre cuál puede ser la mejor vía para resolver de una vez por todas la situación.

¿El marco regulatorio actual no es lo suficientemente favorable? Con el precio de la subasta marginalista por las nubes y la posibilidad de firmar contratos a largo plazo.

Los parques construidos en 2008 no tienen la posibilidad de acogerse a un contrato bilateral a largo plazo que recoja el aumento de los precios en el mercado mayorista. Nuestros ingresos iniciales son estables e independientes de lo que se reciba en el mercado. Si recibimos una aportación extraordinaria del precio del mercado en nuestros ingresos, se merman del resto de conceptos para finalmente percibir siempre el 7,39% de rentabilidad de inversión. Un escenario de precios altos no beneficia en nada al productor fotovoltaico original.

Otra cosa distinta es en la construcción de nuevos proyectos fotovoltaicos que vayan a vender su energía en el mercado eléctrico nacional. Obviamente ahí sí que hay un atractivo, siempre y cuando pase por la construcción de nuevos proyectos. Aprovecho para animar al lector a estudiar a investigar cómo participar en la promoción de nuevos proyectos de energía fotovoltaica a pequeña escala, social, para vender la energía que se produce en el mercado. 

La fotovoltaica está marcando récords de producción estos días. ¿Le alegra, o siente pena porque el modelo no sea tan descentralizado como le gustaría?

Es una magnífica noticia que la fotovoltaica sea una de las tecnologías que esté ayudando a combatir los elevados precios del mercado. Las grandes eléctricas siempre habían acusado a la fotovoltaica de ser una tecnología cara. Ahora resulta que se ha demostrado que las caras son las tecnologías que tienen y que dominan las grandes compañías. Satisfacción absoluta.

Por otra parte, siento tristeza por nuevo modelo de parque solar que se pretende promocionar desde el Ministerio para la Transición Ecológica. Están empeñados en promocionar el modelo de gran planta solar por encima de pequeñas plantas solares fotovoltaicas. Venimos denunciando que el Gobierno no apoya a los pequeños parques solares, que tienen beneficios muy importantes con respecto al gran parque solar. El pequeño parque, de menos de 5 MW de potencia, tiene una ocupación en superficie contenida, ocupa menos de seis hectáreas de terreno, tiene una mejor compatibilización desde el punto de vista medioambiental y paisajístico, y además se acerca allí donde es necesario a abastecer los consumos. No tiene que hacer grandes inversiones en redes porque se conecta con las redes de media tensión ya existentes en nuestro país. Tiene una serie de beneficios que el Ministerio no está visualizando ni está ayudando a promocionar. Están pidiendo la construcción rápida y masiva de grandes plantas solares, que nos parece bien, pero tienen que controlar el número de las mismas que son realmente necesarias.

El Plan de Energía y Clima [abreviado como PNIEC] establece que de aquí a 2030 son necesarios la incorporación de 40.000 nuevos MW de energía fotovoltaica. Y Red Eléctrica Española ha informado de que se han presentado solicitudes para construir plantas por 120.000 MW de fotovoltaica. ¿Qué significa esto? Que se está cocinando, con conocimiento pleno del Ministerio otra burbuja en el sector de las fotovoltaicas. Lo que le pedimos es que organice, controle y gestione el desarrollo de estos proyectos, dando la posibilidad de que se construyan no solo grandes plantas solares sino también medianas y pequeñas. 

¿Por qué cree que no se apuesta por un modelo más descentralizado?

Porque confunden la generación social y distribuida con que la misma solo pueda ser desarrollada con el autoconsumo y las comunidades energéticas. Quieren que los españoles nos hagamos el pan en casa que necesitamos, o como mucho compartamos nuestro pan con el vecino. Pero que no abramos una panadería. La panadería, un parque solar, quieren dejarla en exclusiva a la gran compañía eléctrica. Eso hace que volvamos a incurrir en el error de siempre: el monopolio. 

Sin embargo, si empiezo ahora la construcción de una pequeña planta fotovoltaica, el panorama de rentabilidad que me encuentro es positivo.

No tienes evacuación. No tienes posibilidad de acceso y conexión a las redes. Todas las redes en España están colapsadas por esos 120.000 MW que han sido solicitados, muchos de ellos por pura especulación, y actualmente no hay posibilidad a pequeños nuevos desarrollos. No se ha reservado nada para el desarrollo de proyectos pequeños, sociales, distribuidos. Hace que un proyecto loable que estás queriendo hacer sea imposible hoy y durante bastantes años a futuro, hasta que no desistan alguno de los grandes promotores que han colapsado todas las solicitudes de capacidad disponible en nuestro país. 

¿Son determinados impulsores de renovables agresivos con el territorio donde pretenden implantarse? Lo están denunciando muchas asociaciones locales y la propia Ribera.

Esto está pasando y es una triste noticia, y parte de la responsabilidad la tiene el propio Ministerio. Las grandes plantas son necesarias, sin duda, pero hay que controlar y justificar muy bien cuántas son necesarias. De entre los 40.000 MW hasta 2030, muchos serán de plantas de gran tamaño. Pero no todas tienen que ser de gran tamaño. Las grandes plantas tienen un gran impacto medioambiental y paisajístico que no hay manera de compensar.

El modelo del año 2008, de plantas de tamaño pequeño y mediano, no supuso ningún rechazo social. El nuevo modelo basado en plantas de 500 MW que ocupan 1000 hectáreas está teniendo un rechazo absolutamente razonable por parte de los municipios que se ven afectados. 

¿Somos el único país de Europa que apuesta por estas grandes instalaciones?

El modelo de gran planta solar solo se ha implantado en España. En el resto de países de la Unión Europea este modelo no se quiere y no se ha desarrollado. Ni Italia, ni Francia, ni ningún país centroeuropeo está apostando por estas macroplantas. Están optando por parques medianos, y pequeños, y el autoconsumo. El Ministerio está dejando al sector privado que decida cuántos y dónde se van a instalar estos parques. Eso me parece un disparate. 

Ahora que se plantea en España la utilidad de una empresa pública que gestiones las concesiones hidroeléctricas sobre el bien público del caudal de nuestros ríos, tiene singular interés valorar lo que pasa cuando estas concesiones se gestionan por empresas privadas. Para ver de dónde salen los plazos, la manida seguridad jurídica para los inversores y los posibles retornos que beneficien al conjunto de los ciudadanos.

Plazos y precios

En el año 2007 en Portugal se ampliaron en una media de 25 años las concesiones de 27 embalses gestionados por la empresa EDP por un total de potencia instalada de unos cuatro mil megavatios. El Gobierno de aquél país encargó tres evaluaciones sobre la compensación exigible a la empresa por la ampliación de su captura de los beneficios caídos del cielo (de la lluvia), fijando finalmente un monto de 759 millones.

En 2012 la Comisión Europea (Dirección General de la Competencia) recibe una denuncia de particulares en el sentido que dicha compensación debía haber sido muy superior. Y que esos millones que el Estado portugués no recibió debían considerarse una renuncia del Estado a unos ingresos en beneficio de EDP. Posteriormente, ya en 2014, la Comisión Europea fijó esa renuncia en otros 967 millones y consideró que ese ahorro por parte de EDP debía considerarse una ayuda de Estado que dificultaba objetivamente la competencia de otros operadores privados en el MIBEL (Mercado Ibérico de la Electricidad, del que España es parte con un sistema marginalista que tanto anima a los inversores a sacar tajada de estas concesiones). Conviene saber que hoy EDP tiene como principales accionistas a Iberdrola y al Estado chino entre otros.

En suma: que la compensación al Estado por megavatio y año debiera ascender a unos diecisiete mil euros por esa extensión de los beneficios caídos del cielo. En beneficio del conjunto de la sociedad.

... en España mucho más por mucho menos

En el año 1985 en España teníamos instalada una potencia hidroeléctrica de unos quince mil megavatios en nuestro sistema de embalses. En ese momento se aprueba una Ley de Aguas que anotaba en su preámbulo, sobre la situación heredada, que “la vigente Ley de Aguas, del 3 de junio de 1879 modelo en su género y en su tiempo, no puede dar respuesta a los requerimientos que suscitan la nueva organización territorial del Estado, nacida de la Constitución de 1978, las profundas transformaciones experimentadas por la sociedad, los adelantos tecnológicos, la presión de la demanda y la creciente conciencia ecológica y de mejora de la calidad de vida”.

Con tan buenas intenciones se acabó disponiendo, en su disposición transitoria primera, que el “derecho a la utilización del recurso se prolongará por un plazo de setenta y cinco años, contados desde la entrada en vigor de esta Ley”. Así, de un plumazo, concesiones hidroeléctricas que estarían ahora finalizando (y quedando en manos del Estado) se ampliaron hasta el año 2060. Todo un enjuague que la Transición hizo con los amigos del golpe de Estado franquista, los amiguetes del dictador que inauguraba pantanos. Dejándonos en herencia el actual plazo de finalización legal con el que se llenan la boca sus beneficiarios y sus bien pagados monaguillos. De aquellos barros, estos lodos.

Una gigantesca ampliación de la duración de las concesiones que se hizo, a diferencia del ejemplo de Portugal, sin compensación alguna. Lo que supone un ahorro proporcional por parte de las empresas eléctricas españolas de unos 255 millones de euros al año desde ahora (que se cumplirían los plazos de reversión) hasta el año 2060. O, como poco, 120 millones anuales de no considerar que hubo ayudas de Estado. Un buen ejemplo de cómo algunos toman el cielo (millones de euros de la lluvia y los ríos de todos) por asalto (gratis).

Para remachar el clavo la Ley de Aguas de 2001 en su disposición transitoria primera vuelve a consolidar los 75 años de duración a contar desde 1985. Por no hablar de las obras menores que dan derecho a hasta 10 años suplementarios más (artículo 59.6).

Y en esas seguimos. A no ser que una improbable nueva Ley de Aguas lo corrija. Al menos para reclamar compensaciones desde ya mismo por estos regalos de Estado. Unos regalos que serían debidamente agradecidos a los Presidentes y miembros del Gobierno de turno (1985 y 2001) en sillas giratorias en los Consejos de Administración de empresas beneficiadas por tan lluvioso pelotazo.

¿Duración máxima?, ¿Compensación?

Conviene precisar, sobre la duración de estas concesiones, lo que señala la Directiva europea sobre concesiones de 2014 en su artículo 18.2.: “la duración máxima de la concesión no podrá exceder el tiempo que se calcule razonable para que el concesionario recupere las inversiones realizadas para la explotación de las obras o servicios, junto con un rendimiento sobre el capital invertido, teniendo en cuenta las inversiones necesarias para alcanzar los objetivos contractuales específicos”.

Claro que al respecto existen opiniones muy distantes en el caso de las concesiones hidroeléctricas (para las nucleares se supone que 40 años ya es mucho), pues “la patronal eléctrica, Unesa, discrepa radicalmente. Sostiene que las centrales hidroeléctricas "no se amortizan nunca". Da igual que fueran construidas hace décadas, da igual que el combustible -en este caso el agua- sea virtualmente gratuito y da igual que cobren el kilovatio al mismo precio que una central de gas recién construida y que importa desde Argelia el combustible”.

Con lo que para UNESA estas concesiones debieran ser, supongo, indefinidas y sin coste anual compensatorio alguno para el Estado. Algo que veo muy difícil encajar con la Directiva europea y con los argumentos de su Dirección General de la Competencia. Porque los años de duración de las concesiones y las compensaciones asociadas derivan de decisiones políticas de los representantes del Estado en relación a las empresas afectadas y en adecuada defensa del interés público.

Final

De momento estamos dejando de ingresar montones de millones anuales por la ampliación de estos beneficios caídos del cielo hasta 2060. Millones que se embolsan los que toman el cielo, estos sí, por asalto. Siendo así que, si nada lo remedia, algunas de esas concesiones superarán todo un siglo de explotación y gorroneo. Eso: lo que algunos llaman seguridad jurídica.

Aunque siento concluir que en 2021, cuando las barbas de la hidráulica vemos pelar desde 1985, debemos poner a remojar las de la eólica y la solar. Porque si tomaron el cielo por asalto de las lluvias, es casi seguro que con el sol y el viento harán maravillas. Caution.

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Albino Prada es ensayista, investigador de ECOBAS y forma parte del Consejo Científico de Attac España. Acaba de publicar “El regreso de China”

El Observatorio de la Sostenibilidad quiere hacerse eco de la noticia: se ha alcanzado la supremacía solar en la generación eléctrica en España, con más del 37,2 % aportada por dos tecnologías emergentes: la solar fotovoltaica con el 30,2% y la solar termoeléctrica con el 7,0%; y esto ocurrió el 5 de mayo de este año, a las 15.50 horas, superando al resto de participantes en la cesta de energía primaria para la generación eléctrica.

En 1984 se planificaba una entrada de renovables que desplazase al plan nuclear en vigor; con una incredulidad propia de aquellos tiempos y que hoy en día en mantiene, aunque residual, a pesar de haberse logrado instalar 14 GW solares y 26 GW eólicos, y que en marzo de 2021 las solares con el resto de renovables hayan aportado, el 55,1% de la demanda eléctrica.

Volviendo al hito actual, la histórica entrada de la nube lenticular solar en las bandas de aportación de las energías primarias para la generación eléctrica a lo largo del día, se apunta según el gráfico adjunto que, desde las 8.00 hasta las 20.00, la solar estuvo apoyando al sistema y, especialmente, en la punta de demanda de las 14.00. Este hito, el OS lo valora como una de las señales de esperanza que nos ofrece un futuro sostenible, en este año de pandemia y de transformación energética.

*Pie de foto: Curvas de demanda eléctrica el 5.5.2021 y los componentes de la oferta (en marrón y rojo las solares). A la derecha la aportación de la solar fotovoltaica. Fuente: REE

Conviene señalar que, en 2000, se planificó una estrategia de fomento de las renovables para los siguientes 10 años, con proyectos solares muy por debajo de las cuotas que luego se alcanzaron. Resultado que condujo a denominar la situación de: “Burbuja solar, chollo de inversión, errores de regulación...”. Esta planificación se basó en unas “expectativas de despacho” del espectro renovable y, quizás por ello, se llegó a unos desvíos importantes en bioenergía; una deficiente eficacia de la integración térmica renovable en la cesta energética, frente a una superación desbordante de la participación solar y en menor medida en la eólica. Y todo ello no por causas sobrevenidas, sino a pesar de la realidad que entonces ya emergía con fuerza señalada por una rentabilidad razonable y con incentivos estándar. Sin embargo, el mar de fondo existía y la regulación de 2004 vino a dar el empujón a un efecto exponencial de desarrollo, a pesar de las múltiples barreras de los estrategas sectoriales que trataban de amortiguar, sin entender o asumir, los cambios de los entornos económicos derivados por la innovación tecnológica.

El OS se pregunta: ¿qué hubiera pasado si se hubiera entendido correctamente el estado del arte de los temas renovables y no se hubiera planificado forzadamente, por incompetencia, a la baja, olvidando el arrastre que conlleva la innovación? Según el OS, las tecnologías renovables hubieran emergido con fuerza inundando a todos los eslabones de la cadena de valor española, muy por encima del importante valor aportado en la actualidad; pero se hubiera anticipado la oportunidad para el país una decena de años, aportando liderazgo tecnológico y económico a la transición energética. Esta enseñanza, según el OS, es vital que se asuma y se interiorice por los actores de la planificación estratégica que deberían reflexionar y asumir frente a los retos actuales.

Así, en esos momentos, se vuelven a reactivar las inversiones en plantas industriales de fabricación de componentes de renovables, aletargadas tras la ola precedente, con fuerte atracción para los capitales exteriores y a los que debieran integrarse los propios; y, en cierta medida, reconstruyendo un nuevo modelo sobre las cenizas de inversiones fracasadas, pero no estériles, pues se cimientan en ellas. Esa es la experiencia, el aprendizaje del ciclo anterior: no se debe planificar desde la “superioridad burocrática”, ni desde el pensamiento único; sino entendiendo los resortes del mercado, el liderazgo, y desde una comprensión más global del entorno. Errar en la planificación es propio del oficio. Procrastinar, sin embargo, nos lleva, además de a la pérdida de oportunidades hoy, a retrasos tecnológicos irreparables.

Volviendo al hito señalado: una aportación destacable no solamente en ese momento sino con crecimiento que alcanzará su culmen en el solsticio de verano, con una aportación solar del 50%, tal como los planificadores estratégicos de los 80 habían proyectado; superando aquellas tensiones y cuestiones sobre: gestionabilidad, previsibilidad, inestabilidades, etc, aunque con pérdidas empresariales importantes. Este camino debiera servir de ejemplo para consolidar un modelo de planificación, por encima de avatares burocráticos, económicos y tecnológicos, desterrando otros modus operandi desde donde se construyen las estrategias.

Pero los ciclos continúan. Así, en el horizonte inmediato tecnológico y medioambiental, una revolución energética global emerge con el hidrógeno como vector del cambio. Desde el OS no se quiere banalizar con el asunto, cualificando el efecto que se está produciendo en nuestro entorno geopolítico y tecnológico, pero, si no se asume la importancia que reviste y no se interpreta correctamente la situación, cimentada en parte en las experiencias indicadas, la oportunidad se convertirá en un nuevo ciclo de dependencia tecnológica e industrial, inasumible en la encrucijada actual. Es necesario señalar que el entorno del cambio está produciendo las tensiones para amortiguar, controlar y desdibujar el nuevo ciclo, tanto desde el lado más oscuro de los intereses como de la incompetencia.

El OS, finalmente, además de hacerse eco del éxito alcanzado, quiere felicitar y dar las gracias a todos los que participaron en la parte más noble del esfuerzo, desde hace decenas de años, animándoles a seguir o entregar el testigo a los actores del ciclo siguiente; con mención especial para los autogeneradores, que poco a poco superarán próximamente los 100.000 generadores democráticos distribuidos que participan con su riesgo al conjunto. Así mismo, desea animar para que en 2030 se alcance, en España, el millón de autogeneradores en sus múltiples variedades: industrias, tejados domésticos y otros, explotaciones agrícolas y ganaderas, etc., y bajo el modelo de comunidades energéticas.

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Juan Avellaner es doctor ingeniero Industrial y Fernando Prieto es doctor en Ecología.

Estos días el Ministerio de Transición Ecológica, al frente del cual está la vicepresidenta cuarta Teresa Ribera, se encuentra inmerso en consultas con interesados y expertos para sacar adelante una serie de proyectos energéticos financiados con los fondos europeos. En concreto, la Vicepresidencia ecológica ha publicado una manifestación de interés relacionada con las Comunidades Energéticas Locales con el objetivo de "multiplicar" las cooperativas del ramo, ofrecer una alternativa al oligopolio de empresas como Naturgy, Iberdrola o Endesa y generar miles de puestos de trabajo.

Queda mucho por definir: el modelo, según la expresión de interés publicada por el ministerio, busca "promover un papel proactivo de la ciudadanía en la transición energética" y "democratizar el sistema energético", y para ello se apoya en "las corporaciones y las entidades locales", las cuales "en el modelo convencional eran solo consumidoras y hoy pueden ser agentes proactivos". Es difícil prever el alcance que tendrá la iniciativa, pero el Gobierno quiere seguir los pasos de Alemania. Este país tiene al menos 1.750 comunidades y cooperativas energéticas locales y España solo 33. Es decir, Alemania tiene 53 veces más. 

Son datos que maneja el Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE), dependiente de Transición Ecológica y uno de los que impulsa el proyecto. "Nuestra idea es multiplicar esas experiencias exitosas en otros países como la propiedad energética compartida. Buscamos a gente y a entidades interesadas en crear comunidades", explica Joan Groizard, director del IDAE.

Groizard es una de las personas de confianza del equipo de Teresa Ribera: "Si poner de acuerdo a una comunidad de propietarios es difícil, imagina a una cooperativa energética", ironiza. "Pero las posibilidades son enormes", y cita varios proyectos: huertos solares, instalación de placas solares y fotovoltaicas, rehabilitación energética de viviendas, generación de energías renovables en el ámbito urbano y rural, redes de calor y frío en zonas con biomasa, proyectos de movilidad eléctrica y y car-sharing, de autoconsumo, baterías y gestión de demanda...

Para desarrollar esta idea, el Gobierno debe antes transponer en 2021 dos directivas europeas: la Directiva 2018/2001 de renovables (que recoge las Comunidades de Energía Renovables, CER) y la Directiva 2019/944 de Mercado Interior de la Electricidad (que contempla las Comunidades Ciudadanas de Energía, CCE). Las CER y las CCE son las que Transición Ecológica pretende expandir gracias al Fondo de Recuperación Next Generation EU dotado de 72.000 millones en ayudas directas hasta 2023. Todo ello guiándose a través del Plan de Recuperación, Transformación y Resiliencia, que marca las directrices para el uso de fondos comunitarios. 

Excedente para familias vulnerables

"Tenemos que transformar las ciudades en torno al vector de la energía", opina el ex diputado de ICV Joan Herrera, anterior presidente del IDAE hasta su dimisión por razones personales en 2019. "Para ello, es necesario dotar de prerrogativas las cooperativas. El acceso al dato del consumo energético, por ejemplo. O el abaratamiento general del precio derivado del autoconsumo, cuyo excedente a su vez podría utilizarse para dárselo a familias vulnerables", enumera.

Para Joan Herrera, las comunidades locales deben poder actuar en última instancia como comercializadoras, pero también como distribuidoras. "Es en la distribución donde están los beneficios de las grandes compañías", critica. "Hay una perversidad con la actual normativa. En cualquier desarrollo urbanístico, la distribución de la energía actúa como monopolio natural y la única opción según la ubicación de la vivienda suele ser Endesa, Iberdrola, Naturgy...". El ex diputado ecosocialista catalán cree que las comunidades tienen que representar aquí una alternativa. 

"¿Elegir? Tanto como elegir distribuidora no sé yo si me atrevería a decir que pasará", concede Alicia Carrasco, fundadora y directora de la consultora olivoENERGY. "Pero como poco, el futuro marco regulatorio de las comunidades locales deberá permitirnos tener las mejores herramientas para que cada ciudadano seleccione mejor sus recursos distribuidos". Carrasco, que en el pasado ha ocupado puestos directivos en Siemens o Tesla, lanza una pregunta: "¿Cuál es la mejor cooperativa? Ni yo misma lo sé", reconoce. "Pero tenemos que aprovechar la oportunidad de fomentar el consumo compartido, de monitorear mejor el consumo de los clientes o de agregar recursos distribuidos".  

Asesoría financiera y empresarial

Todas estas propuestas están contempladas en el documento del Plan de Recuperación relativo a las comunidades energéticas que el ministerio ha elaborado dentro de la manifestación de interés. Así, se promoverán "proyectos que impliquen la formación o que tengan como promotores comunidades energéticas", y entre ellos están los de "producción eléctrica con energía renovable", "para autoconsumo", o "para entrega de red"; de "producción de calor y frío con energía renovable"; "servicios de eficiencia energética"; o "servicios de movilidad sostenible o recarga para vehículos eléctricos". 

El Gobierno quiere ofrecer como parte del Plan de Recuperación asistencia técnica y asesoramiento a todo tipo de entidades o comunidades que se interesen por el asunto. Ello incluirá elaborar "estudios de mercado" u "hojas de ruta" para poner las cooperativas en marcha. Y también "actuaciones de promoción" y "labores de información". Igualmente, se dará asesoría financiera y empresarial dentro del mundo de la participación social.  

Alemania, Dinamarca, Holanda, Reino Unido...

De momento no hay una cuantía económica concreta para la iniciativa. Joan Groizard espera que, de entrada, "se creen unas cuantas decenas de cooperativas". En el IDAE se habla de proyectos piloto. Además del caso alemán, en Dinamarca operan 700 comunidades y en Países Bajos unas 500, seguidos del Reino Unido con 431. Países como Francia (70), Bélgica (34) o Polonia (34) se asemejan mucho más a España y sus 33 cooperativas: Som Energía SCCL, GoiEner S. Coop., Barrizar Cooperativa de Servicios Energéticos, EnergÉtica S. Coop... Alguna tiene más de 100 años de historia y se fundó en contextos muy distintos al actual, cuando la producción de energía brillaba por su escasez.

Joan Herrera señala que "incluso la España vacía" debería de apuntar a las cooperativas, especialmente a las Comunidades de Energía Renovable. "Se les puede dar prioridad en la venta de energía y pueden obtener una retribución superior en la subasta", indica. "La repercusión de las placas fotovoltaicas y de los aerogeneradores en un pueblo debería traducirse en más beneficios y más empleo para ese pueblo", augura. 

La pandemia mundial del covid-19 promete dejar una profunda huella en la civilización humana. A la crisis sanitaria a escala global, cuya fecha de caducidad se confía al hallazgo de una vacuna, se suma de manera inevitable un nefasto impacto en la economía. Son muchas las voces que últimamente se unen para poner de manifiesto que nuestra forma de vida no será la misma tras el freno de la enfermedad. Y estos hipotéticos cambios transcurren de manera transversal en todos los ámbitos, desde el cuestionamiento de la efectividad del actual sistema económico hasta nuestra forma de entender el mundo como individuos, nuestras ideas y nuestros valores.

Pues bien, en este contexto de gran convulsión y expectativa de cambio existe una fórmula en la que pueden combinarse los esfuerzos por construir un planeta mejor y las acciones llamadas a transformar nuestro sistema: la integración de energías renovables y la descarbonización de la economía.

En el debate público acerca de las renovables, así como de otros ámbitos estrechamente vinculados con ellas como la movilidad eléctrica, es común escuchar aquello de que “son el futuro”, como si la amplia generalización del uso de estas energías estuviera pasando de puntillas y sin efectos sobre los sistemas energéticos de las naciones. Por ello, y volviendo a apelar a esa sombra del cambio sobre lo establecido que se cierne actualmente sobre nuestra civilización, es el mejor momento para poner de manifiesto el valor de las renovables como grandes aliadas en la reconstrucción de la economía mundial.

Las ventajas de las formas de generación verdes tienen efectos notablemente positivos y ampliamente conocidos como son la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero y, por tanto, su contribución a mitigar la contaminación atmosférica. Desde el punto de vista socioeconómico, en los últimos años se ha podido observar de forma global la creación de políticas destinadas a crear marcos regulatorios más favorables para este tipo de energías. Gracias a este buen despliegue, el uso de renovables se ha generalizado y se han comprobado de manera fehaciente cuáles son sus puntos fuertes.

Una de las fortalezas de las que presumen las energías renovables es su capacidad de generación de empleo. Según datos de la Agencia Internacional de las Energías Renovables (IRENA, por sus siglas en inglés), en 2017 el sector daba empleo a 10,3 millones de personas. Del mismo modo, y volviendo al ámbito de la contaminación atmosférica, es muy importante tener en cuenta la situación de países no desarrollados o en vías de desarrollo, en los que cerca de 2.900 millones de personas se ven obligadas a utilizar el carbón y otros combustibles contaminantes para poder cocinar y obtener calefacción. La condición distribuida en la generación de energía de algunas de las tecnologías renovables, así como la ausencia de necesidad de complejas infraestructuras para su funcionamiento, son valores que pueden ayudar a revertir esta situación, muy extendida en todo el mundo. De hecho, según IRENA, el rápido abaratamiento de los costes de las renovables sumado a normativas favorables ha hecho posible que las soluciones de generación de energía limpia puedan ser disfrutadas por el 80% de las personas que no tienen acceso a la red en zonas rurales o pequeños Estados insulares.

Avances hacia la descarbonización

La crisis del covid-19, que todavía arrastra tras de sí grandes incógnitas, sí que nos deja algo bien claro: para mejor o peor, el mundo está cambiando. Y con él la energía. La dicotomía es sencilla: apostar por el aumento de la capacidad renovable instalada o mantenerse en las energías tradicionales. Sabemos que vamos a experimentar un impacto negativo generalizado en todos los sectores de nuestra economía, pero en el ámbito energético, la instalación de nueva capacidad renovable, fundamentalmente eólica y fotovoltaica, es considerada como un factor clave a tener muy en cuenta para paliar la crisis económica. Los datos están encima de la mesa: Red Eléctrica de España (REE) informó en su Avance del Informe del Sistema Eléctrico Español 2019 que el año pasado había supuesto un gran adelanto en el camino hacia la descarbonización de la actividad productiva. Por primera vez, las energías verdes superaron en potencia instalada al resto de tecnologías de generación en la península ibérica, alcanzando una cifra de 55.195 megavatios (MW), algo más de la mitad de los 104 gigavatios (GW) totales. Del total de potencia instalada renovable, el 47% son eólicos y el 16% son fotovoltaicos. El 37% corresponde a otras formas de generación verdes. En concreto, solo en 2019 entraron en funcionamiento 6.539 MW renovables, una cifra que supuso un aumento del 13,4% respecto a la potencia renovable que se instaló en 2018.

Como consecuencia de esta notable deriva hacia formas de generación alternativas, las renovables batieron récords de electricidad generada durante el año pasado. De los 247.002 gigavatios-hora (GWh) de electricidad que se generaron en la península ibérica durante el año pasado, el 39% corrió a cargo de las tecnologías de generación renovables. Mucho tuvo que ver con esta gran aportación la energía eólica, que capitaneó la producción limpia suministrando el 21,5% de la cuota renovable. Esta tendencia al alza ha continuado predominando en 2020, que según datos de REE, ha cerrado con un 44,95% de cuota de renovables sobre el total del mix energético en el primer trimestre.

Por otro lado, otra de las buenas noticias para el medioambiente que nos dejó el mix energético resultante del pasado año fue el desplome de la aportación del carbón a la generación de electricidad. Frente al 14,1% registrado en 2018, esta tecnología de generación tan solo aportó el 4,3% del total de la electricidad generada, suponiendo su participación más baja de la que Red Eléctrica de España tiene registro. Por si fuera poco, el carbón también empezó a verle las orejas al lobo a finales de año. El 14 de diciembre, esta tecnología no generó ni un solo megavatio-hora (MWh), un hecho sin precedentes en la historia del sistema eléctrico de la península ibérica que también se repitió en los días 21, 22, 24 y 25.

No hay que rebuscar demasiado para encontrar potenciales motores que contribuyan a la recuperación económica tras la crisis sanitaria. Solo con levantar la mirada al cielo podemos ver una fuente de energía que, hasta el comienzo de la crisis sanitaria, empleaba en España a más de 29.300 personas y que realiza una contribución anual de 5.000 millones de euros al PIB.

El sector de la energía fotovoltaica, que en los tres primeros meses de 2020 logró generar 2.354 GWh de energía limpia, tiene unas grandes perspectivas de futuro a medio y largo plazo, y llama la atención de los inversores públicos y privados por su alta rentabilidad y su capacidad de contribución al cumplimiento de los objetivos climáticos internacionales. Además, España cuenta con un formidable sector fotovoltaico, que alberga en sus filas algunas de las mejores empresas fabricantes de componentes fotovoltaicos del mundo. De hecho, cuatro de las 10 mayores compañías a nivel mundial en este segmento son españolas. Y, por si fuera poco, en 2019, el mercado fotovoltaico español fue el primero de Europa y sexto a nivel mundial. Disponemos de un recurso natural altamente aprovechable (España tiene la mayor radiación solar de toda Europa) y una industria con perspectivas de futuro muy optimistas que ya genera beneficios socioeconómicos como la creación de empleo de calidad, además de producir energía limpia y rentable. ¿Empezamos a hablar en presente?

Los datos son indiscutibles: con 8.623 MW de potencia instalada registrados a final de 2019 (8.928 MW en enero de 2020), esta tecnología de generación de energía fue la que más creció en España con un aumento del 93,2% en comparación con 2018, lo que se traduce en la instalación de 4.159 nuevos megavatios que han batido el récord español de potencia instalada en un año. 

La revolución del sol no solo consiguió superar récords de instalación de paneles fotovoltaicos en grandes plantas, sino que también lo hizo en los tejados de la industria y los hogares. Como consecuencia de la derogación del llamado impuesto al sol, España entró en 2020 con 459 nuevos megavatios de autoconsumo fotovoltaico, una cifra que dobla a los 235 MW que se instalaron en 2018. En Europa, el número de instalaciones de autoconsumo fotovoltaico aumentó en 2019 un 104%, de las que una de cada cuatro está en España. No es casualidad que cada vez más personas decidan apostar por el autoconsumo, ya que en una vivienda con una instalación de entre 3 kW y 5 kW se pueden lograr ahorros de hasta el 50% del coste anual de la energía.

Pero en esta carrera de fondo hacia la neutralidad climática y la transformación de los sistemas energéticos también hay otro actor con mucho que decir: la energía eólica. La segunda tecnología de generación de energía del sistema eléctrico peninsular produjo en 2019 54.212 GWh, representando el 21,6% del total en el mix de generación. España cree decididamente en el poder del viento y cuenta con 1.203 parques eólicos repartidos en 807 municipios, dando empleo a alrededor de 24.000 personas.

Las perspectivas de crecimiento de la eólica son, al igual que los de la fotovoltaica, realmente optimistas. Según informa GWEC (Global Wind Energy Council), a nivel mundial esta tecnología generó un volumen de inversión de más de 652.000 millones de dólares tan solo entre 2015 y 2019. También aseguran que, en caso de lograr una capacidad instalada superior a los dos teravatios (TW) en 2030, se generaría una inversión adicional anual de 207.000 millones de euros. Por supuesto, como consecuencia de este crecimiento meteórico, el organismo anticipa que en 2030 la eólica emplearía a cerca de cuatro millones de personas en todo el mundo de forma directa e indirecta, casi cuatro veces más que los 1,2 millones de empleos que proporcionaba en 2018.

Perspectivas hasta 2050

La crisis a todos los niveles provocada por la pandemia del coronavirus está haciendo que los Gobiernos de los países revisen las opciones de las que disponen para estimular la economía. Un gran reto al que se suma el desafío de encontrar estímulos sostenibles. En este sentido, IRENA publicó recientemente el informe Perspectivas mundiales de las energías renovables: transformación energética de aquí a 2050, en el que plantea un ambicioso escenario para ese año en el que se reduciría cerca del 70% de las emisiones de dióxido de carbono haciendo uso casi exclusivo de energías renovables y tecnologías de eficiencia energética.

Este escenario de transformación energética estaría cimentado sobre políticas favorables que alineen los objetivos económicos, medioambientales y sociales con la descarbonización de las ciudades, como son las que promueve el Acuerdo Verde Europeo. En el horizonte dibujado por IRENA encontramos un crecimiento del PIB del 2,4% a mitad de siglo respecto a las cifras actuales, lo que significaría un aumento acumulado de 98.000 millones de dólares estadounidenses. Además, en términos de retorno de inversión, el escenario propuesto por IRENA contempla que por cada dólar destinado se obtendrían entre tres y ocho dólares.

Del mismo modo, el cambio de tendencia de las inversiones hacia el sector de las energías renovables y la eficiencia energética tendría como resultado el desarrollo de empleo, creando hasta 42 millones de puestos de trabajo a nivel mundial de aquí a 2050, lo que supone multiplicar por cuatro el número de empleos que proporciona actualmente. Si miramos al sector energético en general, se lograría alcanzar la cifra de 100 millones de empleos en 2050, cerca de 40 millones más de los creados hasta la fecha. Por último, IRENA esboza que, en comparación con los objetivos actuales, la transición energética propuesta constituiría siete millones de nuevos empleos en todos los sectores económicos.

Quizá debamos dejar de hablar del futuro y prestar atención a las evidencias que nos muestran un mundo en constante cambio, en el que las energías renovables están llamadas a ser las protagonistas. Es el momento.

* Este artículo está publicado en el número de junio de tintaLibre, a la venta en quioscos. Puedes acceder a todos los contenidos de la revista haciendo clic aquí o suscribirte aquí.aquí

España es uno de los países con más horas de sol. Con sus diferencias geográficas, claro. Y eso es una ventaja. Sin embargo, hasta octubre de 2018, aprovechar su energía tenía un recargo económico que se bautizó, de hecho, como impuesto al sol. Lo aprobó el Gobierno del PP liderado por Mariano Rajoy y provocó las quejas, sobre todo, de ecologistas. Pero el Ejecutivo del PSOE lo derogó hace ahora poco más de un año. A través de un decreto ley, el Consejo de Ministros decidió dejar de gravar la electricidad que los usuarios generaban en su propia placa solar y, de este modo, paliar "el retraso de España" en el uso de la energía solar, tal y como dijo la ministra para la Transición Ecológica, Teresa Ribera. Desde entonces, no hay ni peajes ni cargos a la hora de usar la energía generada a través de las placas solares. Y desde que el pasado mes de abril el Gobierno aprobó el decreto de regulación de autoconsumo eléctrico también se ha facilitado la instalación, incluso compartida en una comunidad de vecinos. Por eso, ahora mismo España cuenta con 10.000 instalaciones de este tipo, según informa Mariano Sidrach de Cardona, vicepresidente de la Fundación Energías Renovables (FER). 

La evolución ha sido evidente, según explican los expertos en la materia. Y en parte tiene que ver con el decreto aprobado por el Ejecutivo socialista. Y es que ya no sólo era el impuesto al sol, sino también las trabas a la hora de instalar las placas. El decreto anterior, aprobado en 2015, obligaba a la mayoría de instalaciones —aunque fueran pequeñas o no vertieran energía a la red— a registrarse como productores de electricidad y hacer estudios de viabilidad complejos, con un trámite que podía alargarse más de un año. Complicaba el autoconsumo compartido y obligaba a instalar el contador en el exterior, fuera del edificio, lo que en caso de bloques de pisos encarecía y dificultaba la obra. "Hay un antes y un después en el autoconsumo eléctrico. La eliminación de la barrera económica con la derogación del impuesto al sol ha sido importante, pero casi más la eliminación de las barreras administrativas que había. Esto ha hecho que vivamos un fuerte crecimiento del sector", celebra José Donoso, director general de la Unión Española Fotovoltaica (UNEF).

Pero aunque ahora se han facilitado las cosas, los trámites burocráticos que todavía perduran siguen siendo una de las razones que hacen que España continúe a la cola en la instalación de placas solares, tal y como critica Sidrach de Cardona. "Italia tiene 700.000 instalaciones, Inglaterra 800.000 y Alemania un millón y medio", dice. "Hay que simplificar los trámites porque, si no, parece que queremos desincentivar el autoconsumo en lugar de impulsarlo", añade. 

Aun así, según los expertos consultados por infoLibre, no hay ningún motivo para no instalar placas solares. Ni en un edificio residencial ni en uno de oficinas. Las ventajas, sostienen, son más que las desventajas. Mario Sánchez-Herrero, profesor de Economía en la Universidad Complutense de Madrid (UCM) y director de Ecooo, lo tiene claro. ¿Merece la pena hacerlo? "La respuesta es un sí rotundo", dice. Por dos razones, según Sidrach de Cardona: la medioambiental y la económica. Y esta última es, quizá, la que pueda convencer a más personas.

El ahorro en la factura y la rebaja fiscal

La primera ventaja económica es la más palpable e inmediata: la factura de la luz disminuye. Para entenderlo, hay que comprender primero cómo funciona. Sánchez Herrero explica, de manera muy simplificada, que en el recibo de la luz se pagan dos cosas: la parte fija y la parte variable. La primera es "un término fijo que se paga en función de la potencia contratada" y la segunda "la que es más o menos elevada en función del consumo". Es en esta segunda, dice, donde se nota la reducción. Porque al final, una placa solar hace que el consumo de energía procedente de la comercializadora sea menor. Y esto se nota desde la primera factura. 

Pero eso sí, para llegar a conseguir esta ventaja lo primero que hay que hacer es desembolsar el importe de la instalación que, según Sidrach de Cardona, es bastante económica. Sánchez-Herrero pone un ejemplo. Imaginemos un edificio compuesto por 15 viviendas que decide fomentar el autoconsumo. Para ello, hacen una instalación de 20 kW de potencia que cuesta 30.000 euros. Cada vecino aportaría 2.000. A priori, una cantidad elevada que, sin embargo, disminuye si se analiza. "Los bancos y las empresas pueden financiarlo. Y lo que se destina a pagar ese préstamo es más o menos lo que se ahorra de la factura", dice el profesor. En un plazo de tiempo de entre seis y siete años, además, se habrá recuperado esa inversión. Y "la vida útil de la instalación es de hasta 30 años", añade. "No hay nada que podamos hacer con nuestro dinero que tenga más sentido que poner placas solares. Es una inversión que se recupera en unos siete años y dura 30", asegura. 

En cualquier caso, también hay ayudas a la hora de acometer la instalación. Algunas comunidades autónomas, dice Donoso, han establecido sistemas de subvenciones para que el desembolso inicial no sea tan elevado. Andalucía, por ejemplo, dispone de un plan que finaliza en el año 2020 y que, entre otras cosas, tiene un desarrollo de incentivos para la instalación de sistemas de autoconsumo. En Canarias, por ejemplo, existe el Plan Operativo FEDER de Canarias 2014-2020, que contempla subvenciones para la mejora de la eficiencia energética. Otras como Murcia o Castilla-La Mancha lo hicieron también, pero el plazo de solitud ya expiró. 

También hay un esfuerzo por incentivar el autoconsumo a nivel local. La Fundación de Energías Renovables publicó un estudio el pasado mes de octubre en el que analizó cómo funcionan las bonificaciones existentes por el uso, y por tanto fomento, de una energía limpia como la solar. La organización lo hizo sobre 77 municipios en total: los mayores de 100.000 habitantes o los que son capital de provincia. De todos ellos, 47 (el 62%) aplican bonificaciones a la hora de pagar el Impuesto sobre Bienes Inmuebles (IBI). La mayoría del 50%, aunque de estos hay ocho que imponen unas condiciones que hacen prácticamente imposible que esto pueda ser viable. Los otros 30, en cambio, no otorgan ningún beneficio en este gravamen por la instalación de placas solares.

Fuente: informe de Fundación de Energías Renovables (FER).

Según el estudio elaborado por la organización, y basándose en el importe de la bonificación, los límites a los que se aplica y la cantidad de población que sale beneficiada, el municipio que mejor incentiva el autoconsumo mediante una rebaja en el IBI es Sevilla. Por detrás, Getafe, Bilbao, Córdoba y Sabadell. Y en el lado opuesto de la lista, en cambio, FER sitúa a Jerez de la Frontera, Málaga, Alcobendas, Cuenca y San Sebastián.

Y no sólo es el IBI. Casi todos los ayuntamientos analizados por la FER también bonifican el Impuesto sobre Construcciones, Instalaciones y Obras (ICIO). Respecto a este impuesto, dice el informe, "34 municipios aplican una bonificación del 90% o superior, de los cuales 27 aplican la máxima bonificación que permite la ley". "En cambio, en el otro extremo, 14 municipios no tienen ningún tipo de bonificación en este impuesto para las instalaciones de autoconsumo", añade.

"Esto, y que en algunas comunidades autónomas haya subvenciones para la instalación de placas solares, mejora mucho los números", celebra Donoso.

¿Y la energía excedente? El consumidor como productor

Pero los números mejorarán todavía más, coinciden los expertos, cuando se regule la norma que establezca cómo se venderá la energía generada pero no consumida. "Siempre hay excedentes de energía", dice Sidrach de Cardona. La explicación es muy sencilla. Tal y como dice Sánchez-Herrero, una persona que vive sola y sale por la mañana a trabajar no consume nada durante el día. No obstante, las placas están generando energía. Y esta va, directamente, a la red. Sin embargo, el decreto del Gobierno socialista ya contemplaba la posibilidad de que ese traspaso de energía pueda ser compensadotraspaso al usuario. Pero todavía no se ha hecho. Según Sánchez-Herrero, la norma que establecería el modo de hacerlo podría estar lista en apenas unas semanas. 

El problema, coinciden Donoso y Sánchez-Herrero, al menos a nivel usuario, es que el precio de venta será a "precio mayorista", dice el director de la UNEF. Es decir, inferior al que se compra. Por ejemplo, dice Sánchez-Herrero, si un usuario paga 12 céntimos por kW/hora, la compensación podrá ser, a lo mejor, de 5 céntimos por kW/hora. 

Y por último, hay otra ventaja: la certificación energética. Se trata de una nota que califica la eficiencia de una vivienda, siendo la A el sobresaliente y la G el mayor suspenso. Lógicamente, una instalación de placas solares que permita el autoconsumo eleva la nota. Pero en España, dice Sánchez-Herrero, todavía no hay mucha "cultura energética", por lo que conseguir la certificación se ve como "un trámite que no sirve para nada". Pero nada más lejos de la realidad. Tenerlo puede servir como argumento, incluso, para lograr una venta. 

La tecnología para llevar a cabo estas alternativas ya está madura, pero aún hay limitaciones y contraindicaciones que se pueden solventar: es la intención del desarrollo de células solares basadas en nanocristales. El proyecto está siendo desarrollado por la Fundación Agencia Aragonesa para el Desarrollo y la Innovación (Araid) en el Instituto de Nanociencia de la Universidad de Zaragoza. Hemos contactado con Maria Bernechea, investigadora y doctora involucrada en la iniciativa, para que nos dé más detalles de la misma y cuál es su estado actual, en nuestra revista Verano Libre.

El silicio, pilar de los paneles solares

La gran mayoría de los paneles solares instalados actualmente están fabricados con silicio, un componente fuertemente asentado en el sector. "El sistema central está pensado en el silicio. Han conseguido rebajar los costes de producción y mejorar la eficiencia –comenta Bernechea–. Es como los automóviles. Ya no solamente su sistema de fabricación, sino como todo el sistema de movilidad, como las gasolineras, está asentado".

Pero pese a que este tipo de paneles son los más comunes, su producción suele ser costosa. "Una celda solar es un dispositivo fantástico. ¿Por que estamos quemando gas o petróleo si tenemos esto? Algún motivo tiene que haber para que no se haya extendido. Y es por que la construcción de los dispositivos es carísima".

Consultando los precios de mercado, el metro cuadrado de panel solar cuesta entre 600 y 800 euros, por lo que una instalación en un hogar puede oscilar entre los 2.000 y 10.000 euros. Una inversión inicial que supone la mayor barrera para su implementación, ya que su beneficio solo se obtiene en el largo plazo. Un gasto al que hay que sumar el aparatoso tamaño de los módulos y su peso.

Una tecnología viable y con futuro

"Por eso han ido surgiendo distintas alternativas para intentar abaratar los costes de producción de los distintos dispositivos", explica la investigadora. Sin embargo, estas opciones generalmente están compuestas por elementos tóxicos como el plomo o el cadmio que las hacen poco recomendables para su manipulación en el hogar, o de materiales costosos por su escasez, como el indio o el teluro.

Doctorada en Química, María Bernachea se ha especializado en el desarrollo de materiales para energías limpias. Su vocación le llevó a iniciar en el Instituto de Ciencias Fotónicas (ICFO) una investigación para encontrar una célula solar que fuera barata, y además no contaminante.

Muestra de la disolución AgBiS2

La solución finalmente se materializó en forma de nanocristales AgBiS2, compuestos por plata, bismuto y azufre. Elementos abundantes en la tierra y además no tóxicos. "Son nanomateriales que se pueden obtener en disolución, así que para su uso en dispositivos es como aplicarle una pintura. Entonces eso simplifica muchísimo la fabricación y la abarata", explica la doctora.

Sin embargo, la mayor ventaja del uso de este elemento radica en su elaboración. Mientras que la mayoría de las células ultrafinas que se realizan hoy en día se fabrican a través de costosos procedimientos de vacío y a muy altas temperaturas (800ºC-900ºC), los nanocristales AgBiS2, por su naturaleza de solución, se elaboran al aire y mediante temperaturas más bajas (100ºC), lo que reduce drásticamente los costes de producción y les otorga un potencial como alternativa de futuro.

Las primeras pruebas realizadas con estos nanocristales arrojaron un 6,3% de eficiencia de conversión energética, un resultado parecido a otras células ultrafinas. Una eficiencia que, aunque dista de la del silicio, hace a esta disolución ideal para diferentes aplicaciones futuras debido a su reducido espesor de apenas 35 nm.

"Yo creo que para lo que es producción masiva en plantas, al igual que tenemos las centrales de ciclo combinado y cosas así, probablemente lo que va a seguir funcionando es el silicio –opina Bernechea–. Sin embargo yo creo que van a surgir nuevas necesidades, por ejemplo producción en áreas locales aisladas que no están conectadas a la red, o dispositivos autónomos para móviles u ordenadores, incorporación en textiles, dispositivos en casa… Para este tipo de aplicaciones un poco mas nuevas yo creo que puede haber un nicho para estas tecnologías", apunta, optimista.

Dificultades en la investigación

La investigación, originalmente desarrollada por ICFO, se encuentra en desarrollo en la Universidad de Zaragoza. Un traslado que, en palabras de Bernechea, ha lastrado su progreso. "Cuando vas a sitios nuevos hay que empezar de cero y tienes que montar los diferentes sistemas. Entonces por eso va todo con un poco de retraso, por que ya no solo es el trabajo de desarrollar algo sino el trabajo previo para poder llevarlo a cabo".

Este tipo de interrupciones suelen ser algo habitual en la comunidad científica, que se ve continuamente perjudicada por la falta de inversión en investigación. Una situación que se ve agravada por el bloqueo institucional y la prorrogación continuada de los Presupuestos elaborados por el Gobierno de Rajoy en 2018, ante la falta de consenso para unos nuevos. 

El proyecto ha recibido financiación por diferentes vías, entre ellas el Ministerio de Economía y Competitividad o el Fondo Europeo de Desarrollo Regional en 2016, cuando se estaba desarrollando en el Instituto de Ciencias Fotónicas (ICFO). El trabajo se hizo hueco en las publicaciones científicas más reputadas del sector, como en la revista Nature Photonics.Nature Photonics

Actualmente la investigación se lleva a cabo en el Instituto de Nanociencia y en el Instituto de Ciencia de Materiales de Aragón, donde Bernechea recibió el pasado febrero una Ayuda a la Investigación en Energía y Medio Ambiente de la Fundación Iberdrola valorada en 20.000 euros.

La doctora celebra estas ayudas, aunque distan de ser lo habitual en estos casos. "Dentro de lo que cabe yo he recibido financiación. Comparándome con otra gente de mi misma generación, no puedo quejarme –apunta–. Pero un poco de apoyo nos vendría bien, ya que nos permitirá hacer estos proyectos más rápido y mejor", asegura, y evitar que se lleven a otros países, quitándole el privilegio a la ciencia española de ser pionera en el campo. En el país más soleado del continente. 

Los nanocristales aún se encuentran en fase de desarrollo, aunque su viabilidad y potencial ha quedado patente. Sin embargo, en palabras de la doctora aún "queda bastante trabajo por hacer". "Lo que hemos hecho este año es trabajar sobre el desarrollo de los materiales –explica Bernechea–. Tenemos resultados interesantes, pero todavía no hemos podido llegar a la fase de empezar a hacer pequeñas celdas solares en el laboratorio para caracterizar los materiales".