La energía fotovoltaica producida en instalaciones solares en el suelo despega en Catalunya; aunque de manera tímida. Un total de 47 parques fotovoltaicos han sido autorizados entre 2022 y 2023 por la Generalitat. El largo bloqueo ha desaparecido, dice el sector. “Desde 2012 no se había autorizado ninguno”, recalca Assumpta Farran, directora general d’Energia. Los promotores podrán vender la electricidad a la red. Si se ponen en marcha todas estas instalaciones solares, su producción daría electricidad equivalente al consumo de unas 45.000 familias. Estos parques son de pequeña dimensión (generalmente de menos de 5 ha, como máximo) promovidos por pequeñas o medianas empresas y no por grandes compañías energéticas.
El de mayor tamaño es el de Constantí (Tarragonés), de 14,5 MW, situado en una superficie de 17,46 ha y promovido por Iosa Green Energy; su construcción acabará a mediados de junio, y su puesta en marcha a finales de verano. La producción en esta planta servirá para abastecer unas 7.600 familias, dicen fuentes de Comsa empresa constructora. Le sigue la planta de Port Aventura (Vila-seca), de 6,6 MW, y la d la empresa Solar Júpiter (5 MW) en l’Arboç (Baix Penedès).
La mayor parte de estos parques están en terrenos agrícolas y algunos de ellos son instalaciones agrovoltaicas, de manera que la producción eléctrica será compatible con la actividad agrícola.
Salvador Salat, codelegado de UNEF en Catalunya (la agrupación que reúne al promotores y fabricantes del sector), señala que el horizonte a la fotovoltaica en Catalunya se ha despejado y “se han superado buena parte de los obstáculos existentes”, gracias a que ahora la Administración y el sector “han trabajado juntos”, y se han establecido criterios y directrices claras (en materia de urbanismo, agricultura y medio ambiente) que permiten tener las reglas de juego necesarias para impulsar estos proyectos.
“Hemos estado parados sin hacer nada durante 12 años; ni la administración sabía qué nos debía pedir en los proyectos, ni nosotros dábamos la respuesta correcta. Nos ha costado entendernos”, señala Salat. Los promotores saben ahora que hay directrices que deben respetar, como las zonas de alta protección agrícola o ambiental. Por ejemplo, en las tierras de clase agronómica I y II no pueden promoverse proyectos solares, al tratarse de tierras especialmente fértiles, a no ser que sean instalaciones compatibles con la actividad agrícola (y en donde al menos se mantenga el 60% de la producción agrícola).
Por su parte, los terrenos agrícolas que no tengan un valor excepcional (clases agronómicas III y IV) pueden ocuparse, aunque con limitaciones (hasta un 5% del espacio municipal de estas clases si es regadío o un 10% si se trata de secano)
El sector constata que debe asumir que en Catalunya existen muchas restricciones a la fotovoltaica (“en un 70% del territorio están prohibidas estas instalaciones”, dice Salat).
Estas instalaciones suman 113 MW mientras que el objetivo de la planificación de la Generalitat para la fotovoltaico en suelo (recogido en el Proencat) es de 4.634 nuevos megavatios para el 2030. “Eso significaría en teoría poner en marcha cada mes 56 MW desde hoy y sin parar”, dice Salat.
Assumpta Farran, directora general d’Energia, resalta que, aunque tienen la autorización de la Generalitat, una parte importante de estos parques solares fotovoltaicos no pueden iniciar su construcción al haber sido decretada una suspensión municipal de licencias. Estos ayuntamientos no conceden el permiso de obras (fijando una moratoria de dos años), mientras establecen una modificación de un plan de ordenación urbanístico, en donde no estaban consideradas estas instalaciones. José Donoso, director general de UNEF, califica de “truco” injustificable la decisión de los ayuntamiento de hacer una suspensión de licencias, pues “no pueden negarse a un proyecto que tienen todas las autorizaciones”.
El sector dice que hay una docena de parques en seta situación pero confía sin embargo en que estos retrasos no pongan en riesgo estos proyectos. Desde que obtienen su permiso de acceso a la red (primer paso, y a partir del cual empieza a contar el reloj de la tramitación) los promotores tienen cinco años para completar todos los pasos y culminar el inicio de producción de sus proyectos. Assumpta Farran apunta que otra parte de los parques no se están construyendo ya por problemas en la cadena de suministro mientras los inversores esperan que bajen los precios de las placas, encarecidos los últimos dos años.
UNEF Cat considera, en cambio, que ya está superado el problema del suministro del material (el 85% de las placas solares proceden de China), un cuello de botella especialmente acusado durante la pandemia de Covid. La situación de los suministros se da por resuelta, aunque no se descartan contratiempos derivados de los cambios de política en China (como el riesgo de que este país exija el pago en moneda china (yuan) o que dé preferencias a ciertos países).
El sector depende ahora de China. Son las consecuencias de esta deslocalización industrial y de que China se haya apoderado de este mercado, en contraste con la situación anterior al 2008, cuando España fue líder mundial antes de desplome y cierre masivo de empresas fabricantes.
La reimplantación de este sector industrial en España es complicado “no por un problemas de costes, sino de conocimiento”, valora el codelegado de UnefCat. Los promotores tienen que hacer frente, además, a las incertidumbres y a la bajada de la retribución que obtienen en la venta de la energía al sistema eléctrico, lo cual complica los esquemas para devolver los créditos a los bancos.
“El actual sistema de conformación de precio hace que se produzca un abaratamiento importante de la energía eléctrica”, destaca José Donoso, director general de UNEF. Los promotores acuden al mercado a hacer sus ofertas pero ya no cuentan con primas (como existía anteriormente para las nuevas plantas).
Esta bajada de la retribución se debe a que en algunas horas del día hay una gran aportación de energía renovable en la red y un con nula presencia del gas (que, siendo la energía más cara, es la que marca el precio de retribución a todas las demás fuentes), de manera que es la hidráulica la que fija el precio, y eso abarata la retribución. Los parques solares fotovoltaicos son impulsados gracias a los préstamos bancarios y si baja esa retribución económica se complica las devolución de estos créditos, un gran contratiempos para los promotores, que pueden verse obligados a pedir amortizaciones a más largo plazo. El problema podría agravarse en el futuro si sigue creciendo ese exceso de producción con fuentes renovables, y si, en el lado de la demanda, no hay nuevos sectores que se electrifiquen, requisito básico para lograr la descarbonización de la economía), según recalca vehemente Assumpa Farran. Para la directora general ésta es un prioridad.
“Si este problema continúa, eso hará que en el futuro sea más difícil obtener créditos para los próximos parques”, alerta Salat, aunque en su opinión este “problema se dará sobre todo en los proyectos que empiezan ahora y que serán una realidad dentro de tres años”, añade. Dado que el mercado libre está sometido a fuertes vaivenes de retribución, la solución por la que se inclina el sector es que el Gobierno efectúe subastas para adjudicar un determinado volumen de megavatios con un precio mínimo garantizado a quien ofrezca la electricidad en mejores condiciones. La otra opción que tienen los promotores es pactar acuerdos o contratos bilaterales con empresas que necesitan esta electricidad (los llamado PPA: por sus siglas en inglés del Power Purchase Agreement) que permiten garantizar unos ingresos durante una período largo y poder pagar el crédito al banco sin estos sobresantos.
“En Europa, los contratos a largo plazo se están generalizando; en España justo empiezan. “Posiblemente así se logre una rentabilidad baja, pero estará garantizada”, dice Salat. Otro inconveniente para el sector es que ese exceso de oferta de energía en la red hace que en algunos momentos esta no se pueda aprovechar.
La solución final para lograr una mejor implantación de la solar fotovoltaica y conseguir un mayor aprovechamiento de esta energía vendrá dada con una mayor grado de electrificación de la industria y de otros sectores (transporte, calefacción…) para que pueda absorber esta oferta creciente de fuentes renovables. “Necesitamos que la electrificación avance, y hasta ahora ese proceso no va a la velocidad requerida”, resalta Farran. La otra gran puerta para lograr un mejor aprovechamientos se conseguirá mediante el uso de centrales de bombeo y baterías; de esta manera la energía sobrante en la red durante el día se podrá acumular y se podrá utilizar en los otros momentos en que se necesite. “La idea es guardar esa energía para ser utilizada en los momentos de mejor retribución”, dice Donoso.
“La mayor parte de estos parques son pequeños, y, dada la necesidad que existe de conectar más energía a la red y de hacer frente a la emergencia climática, las autorizaciones a estos 47 parques merecen una buena valoración pero es insuficiente”, dice José Donoso, secretario general de Unef en España. Uno de los contratiempos con que se topan las empresas promotoras es con el retraso a la hora de proveerse de transformadores (que tienen largos períodos de entrega, de entre 18 y 24 meses). Estos transformadores son los que pagan el promotor y deben ser colocados para poder conectarse a la red. Todo esto puede hacer que desde que se obtiene la autorización hasta que la planta entra en funcionamiento pueden pasar hasta 18 meses, lo cual pone en riesgo que toda la instalación entre en servicio en el plazo legal establecido, según Donoso. Para evitar incurrir en superaciones de plazo marcadas por el Gobierno, el director general de Unef, apunta que tal vez sea necesario que la Administración conceda “alguna prórroga” para sortear este escollo.
