Recursos fósiles no convencionales: ¿superando los límites de irresponsabilidad, egoísmo y especulación climáticas?

A lo largo del próximo año (2014), al ritmo actual de emisiones (del orden de 10 GtC/año), ya habremos superado el límite (400 GtC) de emisiones de carbono acumuladas (durante la era industrial )  procedentes de combustibles fósiles que nos podemos permitir si queremos mantener el sistema climático dentro del rango en el cual ha permanecido a lo largo del Holoceno, época geológica en la que se han desarrollado y se encuentran adaptadas  la especie humana y sus sistemas social y económico, así como la mayoría de especies que actualmente habitan la Tierra.

Así de contundentes son las conclusiones del reciente artículo de James Hansen y otros 17 colegas que comentábamos en un post anterior. Notar que el artículo habla de un límite de 500 GtC de emisiones acumuladas procedentes de combustibles fósiles, pero esta cifra va ligada a la hipótesis de que se realice una reforestación masiva equivalente a la fijación de 100 GtC en la biosfera y el suelo, lo cual parece MUY alejado del contexto actual en el que seguimos deforestando a un ritmo de 1 GtC/año.

En este contexto, ciertamente no parece que plantearse la explotación de reservas de combustibles fósiles ADICIONALES sea en absoluto lo más inteligente ni adecuado desde la perspectiva del conjunto de la sociedad, sino más bien otro movimiento especulador de aquellos que juegan con los recursos ajenos.

Desde la perspectiva social, todos los esfuerzos y recursos deberían estar alineándose para establecer una rápida transición hacia la descarbonización de nuestros sistemas energético y económico.

Pero la realidad es, bien lejos de esta situación, que el grueso de los recursos, movilizados por los mismos intereses que nos han conducido a la situación actual de casi-colapso climático, se alinean con la explotación de recursos fósiles adicionales, los denominados combustibles fósiles no convencionales (gas de esquisto - shale gas y arenas bituminosas - oil sands), cuyo destino final en el contexto de desarrollo especulativo actual será incrementar la cantidad de carbono fósil liberado a la atmósfera, porque supongo que todos tenemos claro que si se explotan estos recursos es para quemarlos, que es lo que permitirá amortizar las inversiones especulativas realizadas para su extracción.

En efecto, un breve recorrido por noticias energéticas actuales no dejan demasiado lugar para las dudas de hacia donde se están alineando los recursos:

•   ‘El gransalto de Estados Unidos hacia la independencia energética’, 20/12/2013
•  ‘Sand oils in Alberta (Canada)’
•  ‘South Africa to IssueShale-Gas Permits in First Quarter of 2014’, 23/10/2013
• ‘Reino Unido‘ofrece’ el 64% de su territorio al ‘fracking’’, 18/12/2013
• ‘Shell, Sinopec drilling forshale gas in central China’, 14/11/2013
•  ‘Shale oil boom fuelArgentina's dreams’, 3/10/2013
• ‘México debeapostar por producción de gas shale’, 16/12/2013

Y si echamos un vistazo (Figura-1) a las reservas y recursos recuperables de los distintos combustibles fósiles, convencionales y no convencionales, en términos de sus correspondientes emisiones de carbono a la atmósfera, y los comparamos con las emisiones acumuladas hasta el año 2012 asociadas al uso de combustibles fósiles (384 GtC), rápidamente podemos ver la enorme irresponsabilidad que supone el explotar los combustibles no convencionales.

En efecto, si 400 GtC es el límite de emisiones acumuladas de carbono que nos podemos permitir para no sacar el sistema climático del contexto en el que ha evolucionado durante el Holoceno y que nos permite tener garantías de que no se desencadenarán procesos climáticos irreversibles de realimentación lenta que modificarían radicalmente las condiciones del planta Tierra, embarcarse en la explotación de los combustibles fósiles no convencionales equivale a desencadenar un proceso en el que las emisiones potenciales podrían llegar a superar las 26000 GtC (algunas de las estimaciones sobre el recursos recuperable de shale gas llegan a alcanzar las 15000 GtC), un valor más de 65 veces superior al límite máximo que nos podemos permitir, lo cual, a la vista de lo que ya conocemos sobre el sistema climático constituye un acto de egoísmo e irresponsabilidad extremo.

Figura-1: Estimación de reservas (rentables de extraer a los precios actuales) y recursos (potencialmente recuperables con precios mayores de la energía y/o tecnologías de extracción más avanzadas) mundiales de recursos fósiles, convencionales (petróleo, gas natural, carbón) y no convencionales (arenas bituminosas – oil sands y gas de esquisto – shale gas), en términos de las correspondientes emisiones de carbono a la atmósfera asociadas a su uso, y comparadas con las emisiones hasta la fecha (color violeta) de los recursos fósiles convencionales. Referencia: ‘Assessing ‘‘DangerousClimate Change’’: Required Reduction of Carbon Emissions to Protect YoungPeople, Future Generations and Nature’, Hansen J. et al., 12/2013

Al comparar en la Figura-1 las emisiones fósiles de combustibles convencionales ya realizadas hasta el año 2012 (barras violeta) con las emisiones potenciales si nos embarcamos en la explotación de los combustibles fósiles no convencionales, vemos que las emisiones ya materializadas constituyen tan solo un 1.4% de  las emisiones potenciales si dejamos que el especulativo sistema económico actual se asiente en la senda de explotación de los combustibles fósiles no convencionales.

En este contexto, y teniendo en cuenta que las emisiones fósiles materializadas hasta la fecha ya han llevado al sistema climático hasta el límite de lo tolerable antes de desencadenar impactos irreversibles que modifiquen radicalmente las condiciones en el planeta Tierra, resulta evidente que la crisis hacia a que vamos de cabeza (si no articulamos muy rápidamente la transición hacia la descarbonización), no es una crisis de peak (es decir, de alcanzar un pico en producción de combustibles fósiles que produzca una divergencia entre las curvas de producción y de demanda), como algun@s  no han dejado de augurar insistentemente, sino una crisis climática de consecuencias devastadoras cuyos efectos se van a prolongar en el tiempo durante milenios, y que van a poner en jaque (mate) a la humanidad y resto de especies que actualmente habitan el planeta Tierra: Vamos, que tanto la actual crisis económico-financiera como el eventual peak-oil (si tuviera ocasión de materializarse),  palidecen al lado de la crisis climática que vamos camino de desencadenar si no empezamos a actuar inmediatamente de forma responsable en materializar la transición hacia una economía libre de carbono.

Otro elemento muy importante en el que conviene que fijemos nuestra atención en la Figura-1 son las reservas y recursos de carbón, que alanzan valores del orden de 800 GtC y 10000 GtC respectivamente. Por tanto, incluso descartando el aprovechamiento de los recursos fósiles no convencionales, si no procedemos a descarbonizar urgentemente nuestra economía (combustibles líquidos equivalentes a los que actualmente obtenemos del petróleo también se pueden obtener a partir del carbón, con una huella de carbono superior), desencadenaremos la crisis climática.

En este contexto, cabe preguntarse si los combustibles fósiles no convencionales podrían desempeñar algún papel positivo en el proceso de transición, dado que en algunos casos las emisiones equivalentes de la unidad de energía útil proporcionada pueden ser inferiores a las correspondientes en caso de obtener esa energía útil a partir del carbón. Para que pudiéramos considerar esta opción, deben darse, a mi entender, varias condiciones:

•  La existencia de un control social directo sobre la explotación de los combustibles fósiles no convencionales, a fin de evitar que los procesos especulativos en los que actualmente se apoya nuestro sistema económico conduzcan a la eventual liberación en el sistema climático el total de carbón correspondiente a las reservas o recursos disponibles. Y cuando hablo de control social me refiero a un control social extendido que también supere la actual inmadurez del sistema social para capturar los intereses del conjunto de la sociedad actual y futura: En efecto, la liberación de estas cantidades de carbono en el sistema atmosférico tendría consecuencias de muy gran calado sobre las posibilidades e impactos que tendrían las futuras generaciones, pues sus efectos se prolongarían durante milenios, y por tanto la sociedad actual no está moralmente capacitada para decidir unilateralmente sobre la conveniencia o modo de explotar estos recursos, y es menester incorporar en el proceso de decisión y control los intereses de las sociedades futuras. Este control social debería garantizar que la explotación de los recursos fósiles no convencionales tuviera un impacto neto positivo sobre el proceso de transición, atenuando por tanto las emisiones acumuladas hasta completar dicha transición. Esto, entre otras cosas, implica que el coste económico  por unidad de energía útil proporcionada por estos recursos fósiles no renovables sería significativamente superior al obtenido por el actual sistema económico especulativo que externaliza todas estas consideraciones, puesto que la producción de unidades de energía útil se encontraría intrínsecamente limitada por debajo de la máxima producción para una inversión dada en explotación del recurso.
• Emisiones de carbono por unidad de energía útil significativamente inferiores a las de los recursos fósiles convencionales, teniendo en cuenta el conjunto del ciclo de vida de la producción de los combustibles fósiles no convencionales. Es de resaltar la relativa opacidad con la que normalmente se manejan las emisiones equivalentes de los combustibles fósiles no convencionales al no incorporar el conjunto de su ciclo de vida: las emisiones por unidad de energía útil del shale gas y de las oil sands no son las del gas natural o petróleo respectivamente, sino superiores, como consecuencia del resto de emisiones en las que es necesario incurrir para obtener estos combustibles más allí de las correspondientes a quemar el producto final.
• La inexistencia de otros impactos adicionales asociados a los procedimientos de extracción de los combustibles fósiles no convencionales (contaminación de acuíferos, producción de actividad sísmica,…).

Varias de estas condiciones están actualmente muy lejos de estar establecidas, y por tanto en mi opinión la sociedad no debería permitir que se desencadenara la explotación de los combustibles fósiles no convencionales en el contexto especulativo actual.

E incluso si estas condiciones se dieran, sería preciso llevar un paso más allí las consideraciones de justicia social para enmarcar el contexto en el que los combustibles fósiles no convencionales deberían explotarse. 

En efecto, la responsabilidad social de la situación límite hasta la que hemos conducido al sistema climático, es decir, de las emisiones acumuladas  ya materializadas de 384 GtC hasta el 2012, que dejaban un colchón de tan solo 16 GtC adicionales para alcanzar el límite de 400 GtC (que a un ritmo de prácticamente 10 GtC/año alcanzaríamos ya a mediados del año 2014), se reparte de forma MUY dispar entre los distintos países. Las Figuras-2 y 3 recogen los balances de emisiones acumuladas hasta el año 2012, tanto en términos absolutos como per cápita, y nos muestran de forma MUY clara cuál es la asignación de responsabilidades de haber conducido al sistema climático hasta la condición límite actual, y por tanto dónde debería encontrarse también concentrada la responsabilidad de guiar y liderar el camino de la transición hacia un sistema energético y económico descarbonizados.

Observando estos resultados, y en concreto la Figura-3 que detalla las emisiones acumuladas per cápita, realmente resulta difícil de entender que países como EEUU o Canadá se encuentren actualmente (¡a finales del año 2013!) liderando la explotación de los combustibles fósiles no convencionales, y que países como los de la UE (y especialmente España) sigan escabullendo de forma escandalosa sus responsabilidades para guiar y facilitar el camino de la transición hacia economías y sistemas energéticos libres de carbono.

Figura-2: Emisiones de carbono acumuladas absolutas en el periodo 1751 – 2012  por países/ regiones. Referencia: ‘Assessing ‘‘Dangerous Climate Change’’: Required Reduction of Carbon Emissionsto Protect Young People, Future Generations and Nature’, Hansen J. et al., 12/2013

Figura-3: Emisiones de carbono acumuladas per cápita en el periodo 1751 – 2012  por países/ regiones. Referencia: ‘Assessing ‘‘Dangerous Climate Change’’: Required Reduction of Carbon Emissionsto Protect Young People, Future Generations and Nature’, Hansen J. et al., 12/2013

Realmente resulta alucinante el estado de inmadurez implícito en el hecho de que todavía hoy, ya casi en el 2014, no tengamos ningún pudor en asignar en exclusiva los beneficios económicos correspondientes a la explotación de los recursos fósiles existentes en un país, mientras nos escabullimos por completo de las correspondientes responsabilidades sobre el sistema climático global asociadas al uso de estos combustibles fósiles.

La incorporación de un mínimo de criterios de justicia social al uso de los combustibles fósiles no convencionales (bajo las condiciones anteriormente mencionadas que justifiquen su uso), probablemente conduciría a un reparto de la cantidad de recurso que podamos permitirnos explotar (para mantenernos dentro de los límites del sistema climático), de forma inversamente proporcional a las responsabilidades contraídas hasta la fecha (reflejadas en la Figura-3).

Pero a la vista de la absoluta incapacidad demostrada hasta la fecha por nuestros sistemas económico, social y político para materializar estas mínimas consideraciones de justicia social, junto al escaso colchón de emisiones fósiles (convencionales o no) permisibles para acotar el impacto sobre el sistema climático, sinceramente creo que la única opción es renunciar por completo al uso de los combustibles fósiles no convencionales y concentrar nuestra limitada capacidad de gestión competente en materializar la transición hacia la descarbonización. 

Y por lo que respecta a los países que lideran el ranking de responsabilidad en las emisiones acumuladas hasta la fecha (Figura-3), la reparación parcial de la fuerte responsabilidad social contraída, debería hacer que desde hace ya algunas décadas se hubieran concentrado exclusivamente en construir, viabilizar y ejemplificar la transición hacia sistemas económicos y energéticos totalmente decarbonizados, de tal forma que esta transición fuera directamente asumible por el resto de países. Pero no: Totalmente en contra de esto, los ‘lideres’ del ranking de la Figura-3 siguen empeñados en incrementar su huella de irresponsabilidad social hasta hacer que esta supere el tamaño del propio Planeta:

• Volcándose codiciosamente en los combustibles fósiles no convencionales, y transmitiendo por tanto la señal al resto de países de que ese es el camino a seguir: Planteamiento especulativo que conducirá a la eventual liberación a la atmósfera del total de carbono correspondiente a las reservas disponibles.
• Ralentizando (y en algunos casos escandalosos como el de España, directamente entorpeciendo)  el desarrollo de las energías renovables que junto al despliegue del potencial de eficiencia e inteligencia constituyen la opción más viable y directa para materializar la transición (Energía 3.0), con el correspondiente impacto, tanto directo como indirecto, en el asentamiento y crecimiento de esta opción en el resto de países.

Y las sociedades de estos países líderes en el ranking de emisiones acumuladas (Figura-3), siguen permitiendo a sus sistemas económico y político que continúen profundizando  en esta egoísta y especulativa irresponsabilidad social… ¿vamos a permitir que esto vaya más allí del 2013?

Valor y coste de las energías renovables: Trascendiendo los números para vislumbrar el resto de la foto

En este post, para discutir este aspecto, me voy a centrar principalmente en la termosolar (CSP), por ser esta una tecnología renovable con peculiaridades que la hacen más compleja desde el punto de vista de acompañar su avance por la curva de aprendizaje, y por tanto conseguir materializar sus potenciales beneficios para la sociedad.  En un post anterior ya discutí algunas de estas peculiaridades.

Para ilustrar esta discusión, recojo en la Figura-1 los objetivos de reducción del coste normalizado de la electricidad (LCOE) de la CSP para el año 2020  de la iniciativa SunShot del Departamento de Energía de los EEUU (DOE), lanzada en el año 2012.

 

Figura-1: Objetivos de reducción del LCOE de la CSP para el año 2020 según la iniciativa SunShot

Como podemos ver, el objetivo de esta iniciativa del DOE es materializar una reducción del LCOE de la CSP desde valores del orden de 20 c$/kWh en el 2010 hasta 6 c$/kWh en el 2020.

Lo primero que podemos comentar de los objetivos del SunShot, por lo que se refiere a los valores del LCOE, es que realmente no son nada demasiado nuevo, ya que a lo largo de los últimos 20 años hemos podido ver desarrollos de escenarios anticipando valores potenciales del LEC de la CSP de este orden (e incluso inferiores) al avanzar por la curva de aprendizaje (a modo de ejemplo en el estudio Renovables100% se proporcionan escenarios del LCOE para las distintas tecnologías renovables y con un nivel de resolución provincial en España). Pero hay que reconocer la habilidad comercial de EEUU para colocar iniciativas de este tipo directamente en primera página de la agenda internacional: También en esta dimensión tenemos bastante que aprender en España.

Lo que sí que resulta más sorprendente son los plazos de tiempo asociados a la materialización de los objetivos del SunShot (8 años desde su publicación en 2012 hasta el 2020), y hacen pensar que probablemente estemos aprendiendo poco de lo que nos ha sucedido en el pasado…

La realidad es que a menudo nos quedamos estancados en las proyecciones de costes como las presentadas en la Figura-1, sin trascender el análisis y el diagnóstico a la relación entre el coste de las renovables y el valor que aportan. En efecto, es en la diferencia entre valor aportado y coste incurrido dónde realmente podemos sacar conclusiones sobre el beneficio absoluto y comparativo a otras tecnologías energéticas, y por tanto, el estancarse en la dimensión del coste no es suficiente para captar el conjunto de la foto y poder así tomar las decisiones adecuadas. Estas consideraciones de la comparativa entre coste y valor aplican tanto a la comparativa con otras tecnologías, como a la comparativa de una tecnología con ella misma a lo largo del tiempo.

Respecto a la comparativa con otras tecnologías, y especialmente con esas (actualmente denominadas ‘convencionales’) que externalizan una buena parte de sus costes reales, la comparativa tan solo en la dimensión de costes es totalmente engañosa y camufla totalmente las implicaciones de las decisiones adoptadas. En un post anterior ya desarrollé un análisis de la comparación entre costes y valor aportado por las tecnologías renovables, presentando cuantificaciones de los mismos, de tal forma que se contextualiza la comparativa con las tecnologías 'convencionales' que si bien en la actualidad pueden tener un coste menor (en gran parte por la ausencia de internalización del conjunto de sus costes), pero también aportan un valor MUY inferior. El considerablemente mayor beneficio neto (valor menos coste) de las renovables es lo que justifica el que reciban un apoyo de la sociedad para recorrer su curva de aprendizaje y materializar su potencial beneficio para la sociedad.

En este post quería centrarme en el segundo caso, esto es, la comparativa de una tecnología con ella misma a lo largo del tiempo. En efecto, retomando el caso del escenario SunShot recogido en la Figura-1, el valor de esta tecnología HOY a un coste de 20 c$/kWh puede ser considerablemente superior que el valor de esta misma tecnología en un FUTURO a un coste de 6 c$/kWh, de tal forma que el beneficio (valor menos coste) puede ser considerablemente superior HOY que en un FUTURO, lo cual modifica totalmente las conclusiones que uno puede sacar al observar escenarios de evolución de costes como el de la Figura-1. En efecto:

·         HOY es realidad, FUTURO es especulación, lo cual le confiere a cada uno de ellos un valor significativamente diferente.

·         El invertir HOY en la realidad de 20 c$/kWh conduce a convertir en realidad la especulación del FUTURO, lo cual le da un valor añadido a la realidad de HOY.

·         Invertir HOY a 20 c$/kWh activa dimensiones económicas que no se activan si esperamos a que en el FUTURO, otro país nos proporcione esa tecnología a 6 c$/kWh. Una vez más, esto proporciona un valor añadido al HOY.

Por otro lado, el nivel de especulación en escenarios como el SunShot puede ser relativamente elevado, lo cual reduce su valor. Es evidente que la I+D tiene que seguir potenciándose para empujar el avance de la tecnología por curva aprendizaje, y en esto el programa SunShot lo está haciendo muy bien. Pero lo que actualmente está retrasando el avance de la CSP por su curva de aprendizaje (o más bien de la materialización en términos de coste real de este avance) no es la I+D, pues ni tan solo se han cristalizado en el coste actual de esta tecnología la gran mayoría de los avances en I+D de los últimos 20-30 años.  La incapacidad de reconocer esta realidad nos condena a un estancamiento dónde difícilmente veremos materializarse escenarios como el SunShot.

Sin ir más lejos, en España no hemos visto la materialización de estos avances por la curva de aprendizaje en forma de una reducción del coste de la CSP, pudiendo identificar distintas causas para ello:

·         Pagar el precio de nuevos desarrolladores entrando en el mercado (cobertura altas incertidumbres y riesgos). En efecto, en el periodo del 2008 al 2012 en el que la CSP se ha desarrollado en España, hemos asistido a la entrada en el mundo de la CSP de actores sin una trayectoria previa significativa en esta tecnología. Sin embargo, este es un valor que hemos generado con nuestro sistema de apoyo a la CSP, pues ahora hay más actores para participar en las licitaciones de plantas CSP, mejorando su competitividad y reduciendo por tanto los costes, si bien es cierto que el beneficiario de este valor añadido es el resto del mundo y no tanto España, lo cual es una primera muestra de la ausencia de inteligencia en el mecanismo de apoyo a la CSP en España.

·         La ausencia de evolución inteligente de los mecanismos de apoyo en España: Una FIT (Feed In Tariff) sin una vinculación inteligente con la tecnología para promocionar la materialización de su avance por la curva de aprendizaje. De hecho varias de las medidas aplicadas últimamente (limitar horas de producción, recortes discontinuos y retroactivos de tarifas, cambio retroactivo del tratamiento de la hibridación,...) lo que ponen de manifiesto es una ausencia absoluta de inteligencia en la estrategia reguladora (además de ser un auténtico motivo de bochorno en los foros internacionales, aunque uno ya ha aprendido a desligarse totalmente de la inmadurez del sistema político Español…).

De hecho, la mayor causa de retraso en la cristalización de las reducciones del coste real de la CSP es, tanto en la actualidad como en los últimos 30 años, la ausencia de un marco estable para los desarrolladores y promotores de esta tecnología. En efecto, la CSP no es una tecnología modular, a diferencia de la FV o la eólica, por lo que la única forma de reducir los márgenes entre los costes reales y los de mercado, así como reducir el impacto de los sobrecostes de aprendizaje, es mediante un contexto estable que elimine las incertidumbres (y con ello la necesidad de su cobertura económica mediante un sobre coste), en el que no sea preciso recuperar toda la inversión y riesgo en las primeras plantas porque habrá otras más adelante. Y en este aspecto también, España lo ha hecho fatal, introduciendo incluso precedentes de elementos de retroactividad, reduciendo muy significativamente la contribución real del sistema de apoyo a la CSP en España al avance por la curva de aprendizaje de la CSP.

Teniendo en cuenta el tiempo necesario para el desarrollo de las centrales de CSP (3 - 4 años), así como el hecho de que los avances en I+D tardan un tiempo en realizarse y requieren de un periodo de tiempo adicional para trasladarse a los desarrollos comerciales acreditando (mediante demostración) la confianza suficiente como para poderse financiar a nivel comercial, realmente no parece demasiado realista pensar que avances en I+D actuales vayan a impactar significativamente el LEC de la CSP en el 2020 si no hay un marco estable para cristalizar dicho avance, reflejando en primer lugar el impacto de los avances en I+D del pasado. En efecto, ya hay encima de la mesa suficientes opciones tecnológicas de la CSP como para avanzar por curva de aprendizaje significativamente. Sin duda otras opciones tienen que entrar, pero de aquí al 2020, el asumir que se vaya a cristalizar el avance de esos nuevos desarrollos I+D en un avance por la curva de costes real, a la vista de la historia, básicamente es especulación.

A diferencia de la CSP, la FV y la eólica han tenido entornos estables para avanzar por su curva aprendizaje, y además su naturaleza modular y mayor universalidad de disponibilidad del recurso (especialmente en países más avanzados en la promoción de las renovables) les ha permitido cristalizar estos avances en periodos más cortos de tiempo, y repartiendo la carga de apoyo entre distintos países.

La CSP no ha tenido este entorno estable. Primero fue EEUU en los 80-90 quien fracasó en proporcionar el entorno estable requerido por esta tecnología, y posteriormente ha sido España en el 2008-2013 la que ha fracasado en proporcionar esta estabilidad. Es importante resaltar que es precisamente en CSP donde países como España podían haber hecho una contribución global al avance de la transición energética, pues en otras tecnologías (FV y eólica) España ha ido básicamente a remolque de los avances hechos en otros países por lo que se refiere a proporcionar un contexto regulatorio que facilite el avance de las tecnologías por la curva de aprendizaje.

Es cierto que la actuación en España para poner en valor la CSP ha sido bastante penosa, si bien ha tenido aspectos positivos que desafortunadamente a menudo no se reconocen. Lo peor, quizás, es el hecho de que frecuentemente, fuera de España, se escuchan interpretaciones sobre el papel que ha cumplido el sistema de apoyo Español para el desarrollo de la CSP que distan mucho de la realidad, indicando que las lecciones de lo que aquí ha pasado pueden no estar internalizándose en los mecanismos de apoyo de otros países.

En efecto, el mensaje que a menudo se escucha fuera de España, alimentado por las campañas de desinformación emitidas tanto por el propio gobierno (para intentar justificar sus injustificables políticas energéticas) como por los lobbies de apoyo a las tecnologías de generación eléctrica basadas en combustibles fósiles (para intentar recuperar el terreno perdido en unas inversiones injustificables en tecnologías inapropiadas que ahora ven que no pueden utilizar porque las renovables cubren la generación necesaria), es el de unas FIT 'generosas' para la CSP. Si bien es posible que en otras tecnologías renovables las FIT sí que hayan podido ser generosas, especialmente por el desacoplamiento temporal con el avance por la curva de aprendizaje, la realidad para la CSP en España ha sido bien distinta: 10 años de retraso en la activación de la CSP dentro del Régimen Especial, desde 1998 hasta que en el 2007 atinaron con una tarifa suficiente para activar el mercado, incluyendo episodios de ‘país de pandereta’ en los que el gobierno anunciaba unas FIT y tan pronto como se despertaba interés comercial en desarrollar las primeras plantas se echaban atrás y las retiraban.

La FIT del RD 661/2007 que consiguió finalmente destapar el interés por desarrollar comercialmente centrales CSP en España (27 c€/kWh), fue suficiente para 'desempolvar' los últimos 25 años sin actividad comercial de esta tecnología en todo el mundo, lo cual requería sobrepasar un umbral de rentabilidad para la activación del mercado, pero desde luego no andaba 'sobrada' teniendo en cuenta las estructuras de precio que teníamos por entonces y la ausencia de un marco estable para el desarrollo de la tecnología (no tan solo en España, sino en todo el mundo).

Este 'desempolvar' la tecnología y activarla a nivel comercial después de 25 años sin actividad, es una importante aportación positiva del sistema de apoyo a la CSP en España que a menudo no se reconoce a nivel internacional.

Otra aportación positiva del sistema de apoyo Español a la CSP en el periodo 2007-2012 es el haber aumentado el número de actores en el mercado que pueden desarrollar plantas CSP. Antes del empuje Español, se contaban con una mano las empresas que podían abarcar el desarrollo de estas plantas, por lo que el nivel de competitividad en cualquier licitación era prácticamente nulo. La actividad en España sirvió de 'campo de aprendizaje' para que numerosas empresas Españolas se lanzaran a esta tecnología, con el efecto beneficioso, de que ahora hay bastantes más actores presentándose a las ofertas de estas plantas (basta con echar un ojo a las plantas en construcción o desarrollo en el resto del mundo para identificar prácticamente en todas ellas a empresas españolas). Este es un beneficio del proceso FIT en España por lo que respecta a la CSP del que se va a beneficiar el resto del mundo, pero no España, dada la brusca interrupción del proceso de apoyo a la CSP en nuestro país. Hay un beneficio a corto plazo, que es que los contratos actuales de las plantas de CSP se los están adjudicando empresas españolas o consorcios en los que participan empresas españolas, pero por un lado este es un beneficio que no repercute sobre el conjunto de la sociedad española, y por otro lado es una situación de privilegio con clara fecha de caducidad a medida que se vayan incorporando otras empresas internacionales a desarrollar este tipo de plantas (lo cual ya está notándose en algunas de las adjudicaciones más recientes como por ejemplo las de Marruecos). 

Por tanto, a diferencia del mensaje que a menudo se escucha fuera de España de que las FIT para CSP en España eran excesivamente ‘generosas’ y por eso colapsó el sistema de apoyo a esta tecnología, la realidad es que por un lado las FIT para esta tecnología no eran excesivamente ‘generosas’ y que el sistema de apoyo Español a la CSP ha aportado un valor significativo al desarrollo de esta tecnología, levantándola del letargo comercial de las últimas 3 décadas y aportando nuevos actores para mejorar los procesos competitivos de adjudicación de las próximas plantas. Pero el sistema de apoyo Español a la CSP ha fallado en el elemento fundamental, el dotar de estabilidad al desarrollo de la tecnología, lo cual está íntimamente relacionado con la sostenibilidad del mecanismo de apoyo planteado, y las consecuencias de ello son que por un lado gran mayoría de los beneficios del apoyo Español a la CSP se recolectarán fuera de España, y que no hemos visto materializado el impacto del avance por la curva de aprendizaje en costes reales de las centrales construidas en nuestro país.

Otro elemento en el que claramente ha fallado el sistema de apoyo Español a la CSP (y en general al conjunto de las renovables), es el contar con la transparencia necesaria, uno de los ingredientes fundamentales para dotar de sostenibilidad al mecanismo de apoyo. Ahora estamos en gran medida pagando las consecuencias de este hecho por la ausencia de entendimiento y reivindicación del conjunto de la sociedad Española en relación a la pésima gestión que se ha hecho y se está haciendo del proceso de transición energética. En efecto, virtualmente todas las centrales CSP construidas hasta la actualidad han contado con ayuda pública. En España también ha sido así, vía subvenciones las primeras centrales y vía  FIT la mayoría de las centrales CSP que se han construido en nuestro país. Está bien que este contexto de apoyo al desarrollo de la CSP haya servido de plataforma de aprendizaje para numerosas empresas españolas que se han posicionado en el mercado internacional de la CSP, pero lo que no está bien es el secretismo en relación a los resultados obtenidos con estas centrales desarrolladas con el apoyo del conjunto de la sociedad (que es quien paga las FIT en último término). Muchas de las centrales CSP desarrolladas dentro del marco de apoyo en España lo han sido como 'showcases' para atraer negocio futuro a las empresas que se embarcaron en su construcción y desarrollo. Pero al hacer esto con dinero público, los resultados correspondientes al desempeño real de cada una de las plantas construidas deberían ser información de dominio público también. Y este no es el caso en España, dónde la información pública disponible, relativa al desempeño real de cada una de las plantas que están cobrando una FIT pagada por la sociedad Española, es prácticamente nula. Y la realidad es que aunque hay centrales CSP operando mejor de lo previsto, pero también hay otras haciéndolo peor, y la transparencia en esta información es fundamental para empujar tecnología por curva aprendizaje y para dotar de sostenibilidad al mecanismo de apoyo.

Para ilustrar este punto, en la Figura-2 recogemos una comparativa del desempeño del conjunto del parque CSP Español entre los años 2007 y 2011. El indicador de desempeño empleado es el cociente entre el factor de capacidad del conjunto del parque CSP en operación respecto al factor de capacidad que debería haber tenido si las centrales hubieran producido la electricidad que afirmaron que producirían. La barra roja (performace (raw)) corresponde a la generación acumulada de la CSP sin ningún post-tratamiento, mientras que la barra verde (performance (corrected)) corresponde a introducir correcciones por desajustes entre fecha disponible de conexión a red e inicio de retribución bajo el RE. Por último, las barras violetas representan los umbrales característicos de aceptación de este tipo de centrales, para una central que entrara en operación en el año 2008, en los que se proporciona un cierto margen de aprendizaje en la operación de la central durante los tres primeros años. Como podemos observar, a juzgar por estos resultados, el conjunto del parque de centrales CSP Español durante estos años presentó un desempeño significativamente inferior al que debería haber proporcionado. Sin duda hay algunas de las centrales CSP construidas en nuestro país que están proporcionando un desempeño incluso mejor del inicialmente proyectado, pero el hecho de que el promedio del parque presente este nivel de sub-desempeño es indicativo de que algunas de las centrales deben estar comportándose muy por debajo de lo que eran sus prestaciones proyectadas. La significativa diferencia entre las prestaciones reales y las mínimas que deberían haber satisfecho las centrales CSP para que fueran finalmente aceptadas (diferencia entre barras violetas y verdes en la Figura-2), parece indicar que los procesos de aceptación de estas plantas tampoco fueron los rigurosos que deberían haber sido.

Como decíamos anteriormente, el nivel de información de acceso público relativo al desempeño de las centrales CSP es muy escaso, por lo que los resultados de la Figura-2 hay que tomarlos como provisionales, pero claramente indican la necesidad de una auditoría independiente del desempeño de las centrales CSP Españolas, y enfatizan la necesidad de dotar de transparencia a los resultados de la operación de estas centrales desarrolladas con apoyo público.

 

Figura-2: Comparativa del desempeño del conjunto del parque CSP Español entre los años 2007 y 2011

 

En definitiva, huyamos de la interpretación falsa y simplista de que las FIT Españolas para la CSP simplemente fueron un despilfarro de dinero, reconozcamos lo bueno que ha traído el proceso de apoyo a la CSP en España entre los años 2007 y 2012, y sobretodo afrontemos y compartamos las limitaciones y errores del mecanismo de apoyo FIT Español para que los mecanismos de apoyo que están despegando en la estela del colapso del sistema de apoyo Español aprendan de los errores y contribuyan a aportar la estabilidad, transparencia y sostenibilidad que la CSP necesita para desarrollar su potencial rol en la transición del sistema energético global.

Jornadas sobre sostenibilidad energética en Bullas (Murcia)

El 23/3/2013 se celebraron unas jornadas sobre sostenibilidad energética (y mucho más) en Bullas, Murcia, en una clara muestra de articulación de la sociedad entorno a estos temas, cuyas semillas sin duda van contribuyendo a generar momento para la transición.

En este enlace podéis acceder a la presentación que acompañó a la charla  'Hacia la sostenibilidad energética: Posibilidades y desafíos'.

En el caso de que haya otros contenidos accesibles en internet, confío en que los organizadores de las jornadas se sientan libres de referenciarlos en los comentarios.

Costes de las tecnologías solares para generación de electricidad: Termosolar (CSP) versus fotovoltaica (PV)

Nos encontramos en pleno proceso de transición de nuestro sistema energético desde la era fósil a la era renovable, y en este contexto, la mayoría de las tecnologías renovables se encuentran recorriendo su curva de aprendizaje, estando cada una de ellas en un punto distinto de su curva correspondiente.

El hecho de que existe una evolución temporal dinámica por la curva de aprendizaje a menudo se tiende a olvidar, confundiendo la situación actual con una situación estática invariable a lo largo del tiempo (Figura-1).

En el sector energético hay mucha tendencia a olvidar de dónde viene la situación actual a la hora de emitir juicios sobre cómo puede desplegarse el futuro (y por tanto de planificar el sistema energético). Hay una gran tendencia a creer que como están las cosas en el momento presente es de la única forma de la que pueden estar y que no hay margen de evolución significativa. Ya hemos asistido en varias ocasiones a ver cómo estos tópicos o prejuicios se desmontan rápidamente al evolucionar las tecnologías por sus curvas de aprendizaje:

·         Las tecnologías convencionales olvidan fácilmente de dónde vienen y tachan de inviables a las renovables por sus elevados costes o necesidad de apoyo, así como por el bajo nivel de la demanda que cubren.

·         Incluso entre las distintas tecnologías renovables en ocasiones se replica esta situación, y asistimos a ver cómo unas tecnologías emiten este tipo de juicios sobre otras tecnologías, a pesar de que hace pocos años la situación fuera radicalmente inversa (caso CSP – PV)

 

Figura-1: Evolución dinámica de los costes de una tecnología dada al avanzar por su curva de aprendizaje, en contraste con la percepción estática en un instante dado.

 

Para incorporar esta situación dinámica en la planificación energética se desarrollan escenarios de evolución a lo largo de las curvas de aprendizaje, con el fin de incorporar el máximo conocimiento posible sobre la probabilidad de cómo se puede desplegar el futuro de cara a enriquecer el proceso de toma de decisiones actual, que sin duda conduciría a resultados mucho más erróneos si las decisiones se tomaran exclusivamente en base a la realidad estática actual.

El análisis basado en estos escenarios probables de cómo se desarrollará el futuro arroja conclusiones muy interesantes y de gran peso potencial sobre el proceso de toma de decisiones y planificación energética, como el hecho de que en promedio a lo largo del periodo de transición, la transición hacia un sistema energético eficiente y 100% renovable nos sale considerablemente más barato que seguir con el sistema energético actual, o el hecho de que cuanto más se acelere la transición del sistema energético durante los primeros años, menor será el coste promedio en el periodo de transición (ver estudio Energía 3.0 )

Sin embargo, la forma en que se puede desplegar el futuro no es ni mucho menos única, y la velocidad de avance de las distintas tecnologías por sus respectivas curvas de aprendizaje depende de muchos factores, de tal forma que ninguna de ellas puede tomar por hecho que va a alcanzar su situación de costes asintóticos potencial: Entre otras cosas dependerá de hasta qué punto se le permita avanzar por la curva de aprendizaje en base al nicho de mercado que le quede disponible en el mix energético que se acabe estableciendo.

Con todo, la mejor aproximación para gestionar el riesgo en la toma de decisiones en base a esta incertidumbre de cómo se desarrollará el futuro es mediante el desarrollo de escenarios probables con hipótesis y metodologías homogéneas para las distintas tecnologías implicadas.

En el estudio Renovables 100% acometimos esta labor para las distintas tecnologías renovables (y también para las tecnologías ‘convencionales’, que también se encuentran en una curva dinámica de evolución de costes, pero en este caso es creciente…). A modo de ejemplo, la Figura-2 reproduce la comparativa del LEC de la electricidad producida con tecnología termosolar (CSP) y fotovoltaica (PV) al principio del periodo temporal considerado en el escenario (año 2003) y al final del mismo (año 2050). Como puede observarse, en estos escenarios desarrollados con hipótesis homogéneas para las distintas tecnologías (entre otras que ninguna tecnología veía diferencialmente restringido o retrasado su avance por la curva de aprendizaje como motivo de elementos externos, como puede ser la disparidad regulatoria, y análogamente que ninguna tecnología se vería sometida a discontinuidades insostenibles del mercado que redujeran artificialmente su coste), la CSP que en el año 2003 presentaba un coste de generación de la electricidad inferior al de la PV mantenía un coste más favorable en el año 2050, si bien el escenario arrojaba para el año 2050 una considerable uniformización de costes entre estas dos tecnologías.

 

Figura-2: Comparativa de los LEC de las tecnologías termosolar y fotovoltaica en los escenarios desarrollados para el estudio Renovables 100%

Pues bien, una de las cosas ‘divertidas’ de los escenarios, es que al pasar el tiempo se puede comparar el desarrollo de la realidad con el escenario realizado, lo cual, además de para regocijo o cabreo de quien desarrolló los escenarios, puede servir para diagnosticar la presencia de elementos que se han desviado de las hipótesis de partida y evaluar su impacto, permitiendo en ocasiones identificar elementos críticos para desarrollar el potencial de evolución.

La Figura-3 recoge la comparativa entre el escenario de evolución de costes de la fotovoltaica (curva azul claro) desarrollado para el estudio Renovables 100% y la evolución real que ha tenido la tecnología en estos años (cuadrados rojos para instalaciones en tejado y triángulos verdes para grandes instalaciones de suelo: Los puntos para los años 2015 y 2020 son proyecciones). Como puede verse, la fotovoltaica se ha ajustado asombrosamente en su evolución de costes al escenario desarrollado para el estudio Renovables 100% , si bien se aprecia una tendencia a costes algo inferiores a los del escenario entorno al año 2010 y una tendencia (si damos credibilidad a las predicciones para 2015 y 2020 que forman parte de las nubes de puntos ‘reales’) hacia una asíntota de costes mayor de la pronosticada en el escenario del estudio Renovables 100%. Este último hecho parece confirmarse cuando añadimos en la misma figura los escenarios de evolución de costes de la fotovoltaica desarrollados en 2012 para el ‘Renewable Energy Futures Study’ del NREL, que claramente pronostican un coste asintótico superior al que incorporaba el escenario del estudio Renovables 100%.

Hay otros aspectos que también cabe analizar, desde la perspectiva de interpretar su repercusión el en desarrollo de la curva de aprendizaje. Así, por ejemplo, podemos encontrarnos con discontinuidades insostenibles de mercado, como puede ser el subsidio proporcionado por el gobierno Chino a las fábricas de producción de módulos fotovoltaicos con la finalidad de hundir el mercado para posteriormente poderse quedar con una mayor cuota de él (ya hay fábricas Europeas que han cerrado por no poder competir en estas condiciones), y que explica esa evolución de los precios por debajo del escenario desarrollado para el informe Renovables 100% entorno al año 2010, así como la percepción de que cuando esta discontinuidad pase, la tasa de reducción de costes se va a ralentizar (insostenibilidad de la tendencia), pudiendo incluso evolucionar hacia una asíntota de mayor coste tal y como apuntan los recientes escenarios del NREL (lo cual tiene su lógica, pues el hundimiento del mercado trae como consecuencia una reducción de los actores participando en la oferta del mismo y por tanto del potencial de reducción de costes competitivo a largo plazo, tanto por reducción de la oferta como por empobrecimiento de contribuciones tecnológicas). Por otro lado están las posibles consideraciones éticas de aprovecharse de esos costes artificialmente bajos de la fotovoltaica durante la discontinuidad insostenible ocasionada por el intervencionismo del gobierno Chino, sufragados por los impuestos recaudados al pueblo chino que no anda precisamente sobrado…

 

Figura-3: Comparativa entre el avance real de la fotovoltaica por su curva de aprendizaje con el escenario implementado en el estudio Renovables 100% y con los recientes escenarios desarrollados en 2012 para el ‘Renewable Energy Futures Study’ del NREL

 

Y con la termosolar, ¿qué ha pasado?. La Figura-4 recoge a la izquierda la evolución del LEC de la electricidad producida con centrales termosolares a raíz del primer impulso comercial que recibió la tecnología con el desarrollo de los 354 MWe de las plantas SEGS en California, mientras que a la derecha de la figura mostramos el mapa de prestaciones en términos de LEC de una tecnología termosolar (dada la gran diversidad tecnológica de la CSP los mapas de prestaciones cambian de forma significativa entre distintas tecnologías), con la estructura de costes de un proyecto actual, y en un buen emplazamiento solar. Como podemos ver al comparar el valor mínimo del LEC que nos puede ofrecer esta tecnología termosolar en la actualidad (el diseño óptimo en términos de LEC) con los LEC que se proyectaban desde el desarrollo comercial de las plantas SEGS en California, parece evidente que la tecnología termosolar ha experimentado un retraso significativo en su avance por la curva de aprendizaje. ¿Y qué es lo que ha habido desde el desarrollo comercial de las SEGS en California y el año 2003 de elaboración de los escenarios, y la actualidad? Pues básicamente la segunda etapa de desarrollo comercial de la tecnología termosolar en España…

 

Figura-4: A la izquierda, evolución del LEC de la termosolar en el pasado (primera etapa comercial de las SEGS en California), comparado con el mapa de prestaciones en base a la estructura de costes de proyectos actuales (a la derecha).

 

Esta situación la podemos explicar cualitativamente tal y como muestra la Figura-5, en la que la curva de aprendizaje de la termosolar ha sufrido un desplazamiento en el tiempo, de tal forma que de presentar una situación favorable frente a la fotovoltaica en el año 2003, ha pasado a presentar una situación desfavorable en el 2013. En el año 2050, incluso con el desplazamiento temporal sufrido por la termosolar, si ésta consiguiera recorrer su curva de aprendizaje todavía podría proporcionar costes favorables frente a la fotovoltaica, pero como comentábamos anteriormente ninguna tecnología puede tomar como garantizada la seguridad de que vaya a poder recorrer toda su curva de aprendizaje, y cabe la posibilidad de que su nicho potencial de mercado se vea reducido por el avance a mayor velocidad de otra tecnología por su curva de aprendizaje. Evidentemente, la termosolar puede aportar muchos otros valores al despliegue de un sistema basado en renovables (ya retomaré esto en otro post), pero también el contexto energético general puede cambiar introduciendo otros elementos que hagan que sus actuales valores diferenciales pierdan valor relativo.

 

Figura-5: Desplazamiento en el tiempo de la curva de aprendizaje de la CSP

 

¿Y qué puede haber detrás de este desplazamiento en el tiempo de la curva de aprendizaje de la termosolar?

La tecnología ha evolucionado a lo largo de estos años, incluso en el periodo que hubo desde la primera implementación comercial en California (entre mediados y finales de los años 80) y la segunda oportunidad de implementación comercial en España (del 2007 al 2012), y ha alcanzado reducciones de costes significativas, si bien todavía le queda un importante camino que recorrer como consecuencia de su elevada diversidad tecnológica, que en efecto puede estar introduciendo un retraso temporal aunque a la larga permita alcanzar un mayor potencial de reducción de costes.

Pero hasta la fecha, esta reducción en costes de los componentes no se ha trasladado de forma efectiva sobre el coste final total de las centrales, y en esto probablemente ha tenido bastante que ver por un lado las limitaciones de la regulación establecida para potenciar la tecnología (en este caso en España), los modelos de negocio de las empresas involucradas en el despliegue comercial de la tecnología, y la inestabilidad regulatoria que ha aportado grandes incertidumbres sobre los modelos de negocio de las empresas involucradas, y por tanto una tendencia a ‘protegerse’ por lo que pueda venir.

Por lo que respecta al mecanismo de apoyo en España, las Figuras-6 y 7 recogen el valor de las tarifas reguladas del régimen especial y las primas equivalentes, en términos específicos (por kWh producido) y absolutos de las distintas tecnologías renovables a lo largo de los últimos años. En relación a estas figuras podemos extraer las siguientes conclusiones:

·         El inicio del apoyo a la fotovoltaica llegó en España muchos años antes que el apoyo a la termosolar.

·         La prima equivalente específica que incluso ahora (y durante los próximos 25 años) recibe la fotovoltaica es considerablemente más elevada que la que recibe la termosolar.

·         En términos de prima equivalente absoluta acumulada, la fotovoltaica ha recibido y recibirá cantidades muy superiores a las de la termosolar, con la estabilidad que esto proporciona de cara al establecimiento de los modelos de negocio y al acceso a economías de escala.

 

Figura-6: Tarifas del Régimen Especial, y primas equivalentes asociadas, en términos específicos, para las distintas tecnologías renovables en España.

 

Figura-7: Tarifas del Régimen Especial, y primas equivalentes asociadas, en términos absolutos, para las distintas tecnologías renovables en España.

 

En base a estas observaciones, podemos concluir que el mecanismo de apoyo al desarrollo comercial (avance por la curva de aprendizaje) de la fotovoltaica en España ha sido mucho más efectivo que el de apoyo a la termosolar, si bien no podemos obviar el hecho de que esta mayor efectividad en impulsar la tecnología por la curva de aprendizaje se ha hecho en base a una significativa ineficiencia económica en el uso de los recursos, más si cabe por el hecho de que el impulso al avance de la fotovoltaica al recorrer la curva de aprendizaje ya se estaba y se sigue haciendo simultáneamente en otros países, mientras el de la termosolar dependía totalmente de España hasta hace bien poco. De hecho, no deja de resultar anecdótico el que encontrándose en la actualidad la fotovoltaica en una situación de costes más favorable que la termosolar (por el desplazamiento en el tiempo de la curva de aprendizaje de la termosolar), durante los siguientes 25 años vayamos a pagar por cada kWh fotovoltaico inyectado en la red una cantidad significativamente superior a lo que vamos a pagar por cada kWh termosolar. En definitiva, la planificación del marco regulatorio de apoyo al avance de las renovables por su curva de aprendizaje en España probablemente no ha sido el más adecuado.

Digamos que la termosolar (cuyo recurso energético es la radiación normal directa que en Europa tan sólo se encuentra en cantidad suficiente en los países del sur), ha tenido la mala suerte de depender de España (por la inestabilidad y eficacia del entorno regulatorio)  para su avance por la curva de aprendizaje, mientras que la fotovoltaica (cuyo recurso energético es la radiación total, disponible también en los países del norte de Europa) además de las ventajas comparativas con las que ha contado en el marco regulatorio Español, ha podido acceder a muchos otros entornos regulatorios de apoyo al avance por la curva de aprendizaje, que además han demostrado ser más estables que el Español, y se ha visto por otro lado beneficiada por su mayor capacidad de acceder a la modularidad (que la picaresca Española ha utilizado para ‘colar’ grandes instalaciones con la tarifa más elevada de pequeñas instalaciones). La termosolar también podría acceder a la modularidad (especialmente a nivel de inversión distribuida, si bien también dispone de opciones tecnológicas de pequeño tamaño), pero hasta la fecha, a diferencia de la fotovoltaica, no ha desarrollado esta capacidad de forma significativa.

Actualmente existen en el planeta varios focos activos de potencial desarrollo de la termosolar, con mecanismos de apoyo distintos al empleado en España, y dónde por ejemplo en el caso de las ofertas competitivas dónde se puede poner en valor la capacidad de ajustar costes en el diseño y construcción de las centrales, ya estamos asistiendo a ofertas que van significativamente por debajo de la tónica imperante hasta la fecha, proporcionado indicios de materializar el avance por la curva de aprendizaje. Pero la incertidumbre regulatoria en la mayoría de estos mercados todavía persiste, por lo que no está claro que consigan acompañar a la termosolar por su curva de aprendizaje proporcionando la estabilidad necesaria para que lleguemos a beneficiarnos de su potencial estructura de costes asintóticos.

Y no nos engañemos, aunque a menudo planteemos la complementariedad entre las distintas tecnologías renovables (y en concreto entre CSP y PV) para configurar un mix energético basado en renovables, este aspecto, aun siendo cierto, no puede compensar el impacto de importantes desequilibrios en el apoyo al avance por las curvas de aprendizaje de las distintas tecnologías, por lo que la capacidad de acceder a los beneficios de alcanzar el coste potencial asintótico en todas ellas (y por tanto en el conjunto del sistema energético) puede verse seriamente comprometido, más cuando el contexto general del conjunto del sistema energético puede sufrir importantes modificaciones en el futuro cercano, con el riesgo de que algunas tecnologías se queden permanentemente a medio camino en el recorrido por su curva de aprendizaje.

El valor de las renovables

A las renovables, a diferencia de aquellos a los que hicieron la mili, el valor no sólo no se les supone, sino que en los últimos años en nuestro país está continuamente siendo cuestionado y puesto en entredicho en base a manipulaciones malintencionadas de la información disponible, que respondiendo a una estrategia de protección de los intereses particulares de esos colectivos que se están viendo perjudicados por el despliegue de las renovables en el sistema eléctrico, y dada la falta de gobernanza de nuestro sistema político, han pasado por encima de los intereses del conjunto de la sociedad, desembocando en una etapa de regulación caótica que nos aleja cada vez más de la senda de sostenibilidad.

En este contexto, creo que se impone el realizar un esfuerzo para cuantificar, desde la perspectiva de la sociedad, el valor que las energías renovables aportan a la sociedad, de tal forma que sea posible realizar una comparación directa de este valor con el coste que su despliegue supone, de tal forma que se pueda llegar a una conclusión objetiva sobre la conveniencia o no de incurrir en este coste.

En efecto, hay una diferencia fundamental entre coste y valor, y el limitarse exclusivamente a argumentar sobre el coste sacándolo del contexto del valor asociado, tal y como sucede últimamente con las energías renovables en nuestro país, sencillamente no tiene sentido alguno, pues resulta imposible sacar ninguna conclusión o tomar decisiones coherentes.

Empecemos por poner encima de la mesa los costes.

En la  mayoría de los casos, los costes de las renovables en la actualidad vienen fuertemente determinados por los mecanismos de apoyo introducidos para su despegue comercial. Estos mecanismos de apoyo toman distintas formas según el país que consideremos: En España toma la forma de una tarifa (FIT) o prima a la generación renovable (la prima era antes del RDL 2-2013) fijada por el gobierno y con recaudación mediante la parte regulada de la tarifa eléctrica, en Sudáfrica toma la forma de un PPA (power purchase agreement) competitivo entre el productor y la compañía eléctrica nacional con un techo fijado por el gobierno y una recaudación a través de la tarifa eléctrica, en Arabia Saudí toma la forma de un PPA fijado por el gobierno, en Chile toma la forma de un PPA comercial con compañías eléctricas o grandes consumidores, en EEUU toma la forma de PPA comercial con compañías eléctricas que deben satisfacer una integración mínima de renovables fijada por el gobierno que además proporciona mecanismos de exención fiscal y garantías para reducir el coste de la financiación,…

La Figura-1 recoge la evolución a lo largo de los últimos años de la tarifa (FIT) y prima equivalente de las distintas tecnologías renovables dentro del Régimen Especial, en términos específicos por unidad de energía generada. Como podemos observar, el nivel de prima difiere de forma muy significativa entre las distintas tecnologías, lo cual es hasta cierto punto razonable debido a que el mecanismo del FIT tiene como objetivo principal el catalizar el despegue comercial de tecnologías que se encuentran en distintos puntos de sus curvas de aprendizaje, y por tanto requieren de valores distintos de la prima o tarifa para viabilizar económicamente las inversiones que permitan activar la progresión por las curvas de aprendizaje que eventualmente conduzca a unos costes asintóticos más reducidos, pero también distintos para cada tecnología.

Sin embargo, el acertar con el valor adecuado de FIT o prima para conseguir los objetivos de despegue y acompañamiento a lo largo de la curva de aprendizaje de cada tecnología (adaptación gradual de las FIT o primas) con el mínimo gasto posible no es ni mucho menos sencillo, y en España claramente no se ha conseguido.

En la Figura-1 podemos observar desde tecnologías como la eólica, que al iniciar el despliegue comercial en España dentro del Régimen Especial ya llevaban un considerable camino recorrido por sus curvas de aprendizaje gracias a que otros países (Dinamarca, EEUU, Alemania) las habían acompañado por su curva de aprendizaje, y que por tanto requerían primas relativamente bajas para empezar a tener actividad comercial en nuestro país, hasta tecnologías como la fotovoltaica para la que se estableció una prima mucho más elevada que reflejaba su menor avance por la curva de aprendizaje al introducir el Régimen Especial en España, prima que efectivamente fue capaz de propiciar el despegue de esta tecnología, pero que por la incapacidad del mecanismo de apoyo de realizar un acompañamiento adecuado a la progresión por la curva de aprendizaje ha dado lugar a una baja eficiencia económica y a la aparición de algunos procesos especulativos. También podemos observar en la Figura-1 otras tecnologías como la solar termoeléctrica para la que la regulación no fue capaz de atinar con un valor suficientemente elevado de la FIT como para iniciar el despliegue comercial en nuestro país hasta los últimos años, habiéndose interrumpido bruscamente el mecanismo de apoyo en el año 2013. En este sentido, claramente aquellas tecnologías como la solar termoeléctrica en las cuales España tuvo la responsabilidad de iniciar su despegue por la curva de aprendizaje, dado el caos y descontrol regulatorio en nuestro país, han sido bastante menos afortunadas que otras tecnologías (como la eólica o la fotovoltaica) para las cuales esta responsabilidad ha recaído en los hombros de países más responsables.

 

Figura-1: Evolución para las distintas energías renovables del Régimen Especial de las tarifas (FIT) y primas equivalentes a lo largo de los últimos años. Datos procesados a partir de resultados de la CNE.

Pero además de los costes específicos por unidad de energía generada, resulta ilustrativo echar un ojo a los valores absolutos de las primas. La Figura-2 nos presenta esta información tanto en términos anuales como acumulados. Como podemos observar, el peso principal en términos absolutos se encuentra actualmente dominado con diferencia por las tecnologías fotovoltaica y eólica, a pesar de que la fotovoltaica inició su despegue comercial en nuestro país considerablemente más tarde que la eólica.

 

Figura-2: Prima equivalente absoluta, anual y acumulada, para distintas tecnologías renovables dentro del Régimen Especial. Datos procesados a partir de resultados de la CNE.

Bueno, pues estos son los costes de las renovables. Lo habitual es interpretar estos costes en relación al precio del mercado eléctrico, tal y como muestra la Figura-3, considerando que la diferencia entre ambos es una subvención que se está proporcionado a la tecnología en cuestión.

El hecho de que ciertas tecnologías reciban subvenciones para poder desarrollarse no es per se ni malo ni nuevo: Prácticamente todas las tecnologías ‘convencionales’ que actualmente configuran el grueso del sistema energético han recibido subvenciones al inicio de su despliegue comercial, y algunas de ellas (como la nuclear y el carbón) siguen en la actualidad recibiendo subvenciones directas e indirectas después de muchos años, lo cual ciertamente resulta bastante más difícil de justificar. Pero al inicio del despliegue comercial de una tecnología es normal que esta requiera de cierto tipo de subvención para poder competir con otras tecnologías que recibieron esta subvención en el pasado: El elemento realmente importante es evaluar el monto de esta subvención en relación al valor que el despliegue de esa tecnología aportará a la sociedad.

 

Figura-3: Habitualmente la referencia para valorar los costes de las renovables es el precio del mercado eléctrico.

 

Pero el problema surge en el hecho de que el patrón de comparación habitualmente empleado para juzgar el peso relativo de las subvenciones, y por tanto la adecuación o no de incurrir en ese coste, es el precio del mercado mayorista de la electricidad (Figura-3), que constituye una referencia totalmente inapropiada para evaluar la importancia relativa del coste de las renovables. En efecto, por un lado, el precio de la electricidad en el mercado mayorista tan solo refleja el coste de oportunidad de la última tecnología (la de coste más elevado) que entró en el despacho, que nada tiene que ver con el coste del ciclo de vida del suministro de electricidad, y por otro lado está muy lejos de internalizar el valor que aporta la generación renovable.

En efecto, tal y como recoge la Figura-4, el coste de las renovables debería compararse directamente con el valor que aportan esas tecnologías a la sociedad, mediante la comparación directa de sus huellas de coste y valor, en cuyo caso podríamos encontrarnos las dos situaciones recogidas en esta figura, es decir, que ese coste implique una subvención a la tecnología (coste > valor), lo cual puede quedar justificado si permite que la tecnología en cuestión avance por su curva de aprendizaje hasta que su coste sea menor o igual que el valor que aporta, o incluso encontrarnos en la situación de que incluso ya en la actualidad el coste sea inferior al valor, y por tanto que el despliegue de la tecnología aporte un ahorro neto a la sociedad. Evidentemente, tanto la huella de coste como la de valor difieren tecnología a tecnología.

 

Figura-4: Huellas de coste y valor. El patrón de comparación adecuado para juzgar la idoneidad del coste de una tecnología dada es el valor que esa tecnología aporta a la sociedad.

Por tanto, el objetivo de cara a proporcionar la información necesaria tanto para la planificación energética como para juzgar la idoneidad o no de apoyar a una tecnología determinada para que pase a formar parte del sistema energético, debería ser el cuantificar los distintos elementos que constituyen su coste y valor. Y es más, esta evaluación debería hacerse tanto para las condiciones actuales, como para las condiciones resultantes cuando la tecnología en cuestión haya progresado a lo largo de su curva de aprendizaje, pues  la evolución a lo largo de esta curva es lo que proporciona los costes promedio para la sociedad con los que hay que comparar el valor aportado por esa tecnología (en el informe Energía 3.0  se proporciona una detallada cuantificación de estos costes promedio).

La Figura-5 recoge una representación esquemática de los distintos elementos de coste y valor que habría que evaluar. Como podemos ver, los elementos a considerar especialmente en la huella de valor son muy numerosos. El hecho de que muchos de estos elementos habitualmente no se encuentren cuantificados, representa la falta de internalización de estas dimensiones en ell valor real que la tecnología en cuestión proporciona a la sociedad.

 

 

Figura-5: Dimensiones de las huellas de coste y valor a cuantificar para cada una de las tecnologías renovables.

Comentemos con un poco más de calma algunas de las dimensiones de las huellas de coste y valor:

Por lo que se refiere al coste, en la Figura-5 además del precio del mercado y la prima (siendo la suma de ambos la FIT, o el PPA – power purchase agreement –  con el que se retribuye esa generación), encontramos otros dos componentes de coste:

·         El coste asociado a los requerimientos de regulación complementaria que pueda tener la introducción de esa tecnología. En el caso de tecnologías renovables no despachables, si estas no asumen los requerimientos de regulación mediante una reducción de su factor de capacidad (es decir, generando por debajo de sus posibilidades para proporcionar servicios de regulación), es muy posible que el sistema eléctrico requiera incorporar otros mecanismos de regulación con su correspondiente coste.

·         El potencial coste de oportunidad de la prima proporcionada a esta tecnología.  Este elemento recoge la dimensión que Pedro plantea en su post , y que quedaría representado por la diferencia entre el valor que aportaría a la sociedad el usar los recursos económicos dedicados a la prima para otra inversión con mayor retorno social, y el valor que aporta a la sociedad la tecnología en cuestión.

Por lo que se refiere al valor, profundicemos un poco en el significado de alguno de los distintos elementos recogidos en la Figura-5:

·         Por lo que se refiere al valor de la energía, el precio del mercado proporciona una cobertura tan solo parcial de este valor, dado que por un lado representa tan solo los costes de oportunidad (y no los del ciclo de vida), y por otro lado tiene externalizados muchos de los impactos asociados a la generación de esa energía. El valor de la energía puede diferir entre las distintas tecnologías renovables como consecuencia de las distintas franjas horarias en que se genera y su relación con la demanda. las tecnologías gestionables, especialmente para elevadas penetraciones renovables, proporcionan un valor de la energía más elevado. En la Figura-5 hemos representado con el mismo tamaño los componentes de coste de la energía (precio mercado) y valor de la energía, pero por lo general pueden ser distintos: El coste de la energía vendría representado por el precio medio en el mercado, mientras que el valor de la energía vendría representado por el coste de la energía en relación a la demanda existente en el momento de la generación.

·         El valor de la capacidad de una tecnología de generación eléctrica está asociado a la capacidad con la que se puede contar con esa tecnología para la cobertura de la demanda. También depende de la franja horaria y la relación con la demanda (básicamente por comparación al precio de la capacidad de la tecnología de referencia a la que sustituye), y por supuesto también depende mucho de la tecnología renovable considerada. las tecnologías no gestionables tienen por lo general un valor de capacidad significativamente inferior a las gestionables, debido al hecho de que por lo general en un determinado instante de tiempo la capacidad con la que se puede contar para una tecnología no gestionable es significativamente inferior a su capacidad nominal.

·         Externalidades parcialmente internalizadas. Se refiere a aquellas externalidades que al menos de forma parcial se encuentran ya internalizadas. Un ejemplo serían las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI), que mediante los mercados de emisiones existentes proporcionan una valoración a las emisiones de GEI. La internalización es sin embargo tan solo parcial, pues debido a las imperfecciones de estos mercados, los precios asignados a las emisiones de GEI son significativamente inferiores al coste que va a tener su contribución al cambio climático. De hecho, como consecuencia de asignaciones excesivas de derechos de emisiones, el precio de las emisiones de GEI ha llegado a ser prácticamente nulo en algunos periodos.

·         Complemento de las externalidades parcialmente internalizadas, como puede ser el complemento al precio del mercado de GEI para capturar el valor completo de evitar esas emisiones desde la perspectiva de eliminar su contribución al cambio climático.

·         Generación de actividad económica, tanto directa como indirecta por efecto de arrastre de otros sectores de la economía.

·         Generación de empleo. Una forma de valorarlo es mediante los subsidios de desempleo evitados por los puestos de trabajo que genera esa tecnología a lo largo de todo su ciclo productivo.

·         Corrección de imperfecciones del mercado. El mercado eléctrico puede tener, y en nuestro caso tiene, imperfecciones, por lo que el coste que asigna a la energía no tiene por qué corresponderse con el coste en el ciclo de vida para generar esa cantidad de energía. En el caso de nuestro mercado eléctrico, donde las ofertas se realizan en base al coste de oportunidad, conduciendo a la situación donde algunas tecnologías ofertan a coste cero, resulta evidente que el precio del mercado es tan solo una cota inferior del coste del ciclo de vida.

·         Universalización, espacio-temporal, del acceso a la energía. El desarrollo de las tecnologías renovables (mediante el apoyo para que recorran su curva de aprendizaje) pone a disposición de todo el mundo y de todas las generaciones un modelo energético sostenible, en contraposición al modelo energético actual que con tecnologías poco democráticas usa los recursos de todos (en términos espacio-temporales) para satisfacer las necesidades y el lucro de unos pocos.

·         Soberanía energética y reducción de exposición a la volatilidad del coste de los combustibles fósiles. Reduce la vulnerabilidad asociada a la dependencia energética por usar recursos energéticos autóctonos y no especulativos, que además tienen una estabilidad temporal de costes. Adquiere un valor económico directo ante situaciones de escalada de los precios de los combustibles fósiles de los que España tiene una grandísima dependencia, que pueden ser esporádicas como respuesta a tensiones socio-políticas, o estructurales como la irremediable inflación incremental de recursos escasos y finitos sometidos a una demanda creciente.

·         Mejora de la balanza de pagos, como consecuencia de la menor necesidad de importar recursos y servicios energéticos, potenciado tanto por el carácter autóctono de las tecnologías renovables, como por su elevado potencial de localización en la fabricación, construcción y explotación de las instalaciones.

·         Reducción de las pérdidas de T&D. Este elemento hay que considerarlo con carácter potencial por el mayor carácter distribuido de la generación basada en renovables, pero debe ser analizado con detalle en cada caso porque tanto los requerimientos de regulación como la necesidad de transporte a grandes distancias puede conducir a un balance final que no necesariamente tiene que ser positivo para un sistema basado en renovables. Depende de la condición de referencia y de la ubicación y características del las tecnologías renovables desplegadas.

·         Aportación fiscal de las distintas actividades relacionadas con el ciclo de vida de las tecnologías consideradas. Dado el gran potencial de localización, la aportación fiscal trasciende a la propia actividad de generación para abarcar el proceso de construcción y fabricación de equipos.

A lo largo de los últimos años se han empezado a producir diversos informes que se centran en la cuantificación de algunos de los componentes de la huella de valor de las energías renovables. Se trata de valoraciones incompletas en el sentido de que todavía hay varias dimensiones del valor de las renovables que no han recibido cuantificación, pero nos proporciona ya unos primeros datos objetivos para evaluar el peso relativo del coste de las renovables en función del valor que aportan a la sociedad. En lo que sigue vamos a reproducir los resultados de algunos de estos estudios, elaborándolos para adecuarlos al contexto de la comparativa costes / valor reproducida en la Figura-5. Algunas de estas adaptaciones tienen un carácter aproximado, pero tiene como objetivo el proporcionar una corrección de los resultados presentados en los estudios referenciados, que en ocasiones, por el ansia de acentuar el carácter benévolo de las renovables, conducen a comparar cosas poco comparables, como es el caso de asignar el total de la contribución al PIB o a la generación de empleo de una determinada tecnología renovable a un único año, cuando una fracción importante de estas contribuciones se centra en la etapa de construcción de la central que representa tan solo una pequeña fracción del ciclo de vida entero de la central.

Empezamos por presentar resultados correspondientes al conjunto de las energías renovables para generación eléctrica, procesadas a partir de la información presentada en el estudio del impacto macroeconómico de las renovables en España publicado por APPA (asociación de productores de energías renovables).

En la Figura-6 presentamos la comparativa entre huella de costes y valor para el año 2005, mientras que en la Figura-7 reproducimos la comparativa de las huellas de coste/valor en los años 2010 y 2011. En ambos casos, para la dimensión de energía tanto en la huella de coste como en la de valor, se ha presenta el coste medio de la energía en el mercado eléctrico durante el año correspondiente, si bien, tal y como hemos indicado anteriormente, para la huella de valor esta cantidad resulta distinta según el valor de la energía en los instantes en los que la tecnología considerada contribuye a la cobertura de la demanda. En este caso, en la huella de valor también hemos incluido la valoración del ‘order of merit effect’, es decir, la reducción del coste de la electricidad en el mercado eléctrico como consecuencia de la penetración de las renovables, para poder comparar su peso relativo frente a las otras dimensiones de valor, y a pesar de que tal y como discutimos en el post anterior el ‘order of merit effect’ no puede entenderse como un valor sostenible. Como podemos observar, si bien las huellas, tanto de coste como de valor, se modifican año a año, en todos los casos la huella de valor es significativamente superior a la de coste, incluso si no tenemos en cuenta el ‘order of merit effect’, y a pesar de que hay muchas de las dimensiones de la huella de valor apuntadas en la Figura-5 que no aparecen cuantificadas en las Figuras 6 y 7.

 

Figura-6: Comparativa de las huellas de coste y valor del conjunto de las renovables para generación eléctrica en el año 2005. Procesado a partir de los resultados del informe de APPA . La huella de valor tan solo presenta la valoración de algunas de sus dimensiones, por lo que consiste tan solo una cota inferior de la huella de valor real.

 

Figura-7: Comparativa de las huellas de coste y valor del conjunto de las renovables para generación eléctrica en los años 2010 y 2011. Procesado a partir de los resultados del informe deAPPA . La huella de valor tan solo presenta la valoración de algunas de sus dimensiones, por lo que consiste tan solo una cota inferior de la huella de valor real.

A continuación presentamos los resultados correspondientes a la energía eólica, procesadas a partir de la información presentada en el estudio del impacto macroeconómico de la energía eólica en España publicado por AEE (asociación empresarial eólica).

La Figura-8 recoge las huellas de coste y valor para los años 2010 y 2011. En ambos casos, para la dimensión de energía tanto en la huella de coste como en la de valor, se ha presenta el coste medio de la energía en el mercado eléctrico durante el año correspondiente, si bien, tal y como hemos indicado anteriormente, para la huella de valor esta cantidad resulta distinta según el valor de la energía en los instantes en los que la tecnología considerada contribuye a la cobertura de la demanda. Como podemos observar, tanto las huellas de coste como las de valor difieren significativamente de las correspondientes al conjunto de energías renovables recogidas en la Figura-7, pero al igual que para el conjunto de las renovables, en el caso de la energía eólica la huella de valor es significativamente superior a la de costes, y ello a pesar de que en la huella de valor hay muchas de las dimensiones recogidas en la Figura-5 que no han sido valoradas.

La Figura-9 recoge la evolución desde el año 2005 al 2011 de las huellas de coste y valor para la energía eólica en España. A modo de referencia se muestra también la evolución de la prima equivalente recibida por esta tecnología a lo largo de esos años.

 

Figura-8: Comparativa de las huellas de coste y valor de la energía eólica en los años 2010 y 2011. Procesado a partir de los resultados del informe de AEE . La huella de valor tan solo presenta la valoración de algunas de sus dimensiones, por lo que consiste tan solo una cota inferior de la huella de valor real.

 

Figura-9: Comparativa de las huellas de coste y valor de la energía eólica desde el año 2005 al 2011. Procesado a partir de los resultados del informe de AEE . La huella de valor tan solo presenta la valoración de algunas de sus dimensiones, por lo que consiste tan solo una cota inferior de la huella de valor real.

 

Para finalizar presentamos los resultados correspondientes a la energía solar termoeléctrica, procesadas a partir de la información presentada en el estudio del impacto macroeconómico de la energía solar termoeléctrica en España publicado por Protermosolar.

La Figura-10 recoge las huellas de coste y valor para los años 2010 y 2011. En ambos casos, para la dimensión de energía tanto en la huella de coste como en la de valor, se ha presenta el coste medio de la energía en el mercado eléctrico durante el año correspondiente, si bien, tal y como hemos indicado anteriormente, para la huella de valor esta cantidad resulta distinta según el valor de la energía en los instantes en los que la tecnología considerada contribuye a la cobertura de la demanda. Como podemos observar, tanto las huellas de coste como las de valor difieren significativamente de las correspondientes al conjunto de energías renovables y de la eólica recogidas en las Figura-7 y 8, pero al igual que para el conjunto de las renovables y para la eólica, en el caso de la energía solar termoeléctrica la huella de valor es significativamente superior a la de costes, y ello a pesar de que en la huella de valor hay muchas de las dimensiones recogidas en la Figura-5 que no han sido valoradas.

 

Figura-10: Comparativa de las huellas de coste y valor de la energía solar termoeléctrica en los años 2010 y 2011. Procesado a partir de los resultados del informe de Protermosolar . La huella de valor tan solo presenta la valoración de algunas de sus dimensiones, por lo que consiste tan solo una cota inferior de la huella de valor real.

En definitiva, en base a la información disponible hasta la fecha, la huella de valor para la sociedad de las energías renovables para generación eléctrica es significativamente superior a su huella de coste, y es importante contribuir a que esto quede meridianamente claro para que los individuos y el conjunto de la sociedad puedan interpretar correctamente las campañas de desprestigio hacia las energías renovables lanzadas por unos lobbies interesados en defender a toda costa sus parcelas de beneficio particular aun a costa del bien de la sociedad, y de unos gobiernos plegados al servicio de estos lobbies que hace mucho que han olvidado que su razón de ser y su responsabilidad es el estar al servicio de la sociedad en lugar de contribuir a la especulación a costa de esta, de tal forma que la sociedad pueda coger las riendas de la gobernanza y redirigir la actuación de gobiernos descarrilados hacia los objetivos de interés para el conjunto de la sociedad.

También hemos podido ver que tanto huellas de coste como de valor difieren significativamente entre las distintas tecnologías renovables. Incluso en el caso de que en las etapas iniciales la huella de coste fuera superior a la de valor y por tanto se requiriera un subsidio neto para esa tecnología, la cuantía de dicho subsidio que quedaría justificada debería evaluarse en base a la evolución esperada de las huellas de coste y valor al evolucionar la tecnología por su curva de aprendizaje. Pero para todos los casos que hemos presentado, incluso en la actualidad ya tenemos huellas de coste significativamente inferiores a las huellas de valor, es decir, con un ahorro neto para la sociedad. En estos contextos, la inteligencia reguladora debe actuar de tal forma que el valor de la retribución regulada a la generación renovable (primas o FIT) sea el valor mínimo adecuado para incentivar su desarrollo a la velocidad requerida (proporcionando retornos adecuados a las inversiones necesarias, así como la seguridad jurídica imprescindible para acometer estas inversiones).