Enric Brazís: "Hay que desarrollar infraestructura eléctrica para dar viabilidad a la industria"

Enric Brazís Caubet (Palma, 1969), ingeniero industrial y con estudios de especialización en Esade, es el director de Endesa en Cataluña, la principal compañía eléctrica del territorio tanto en generación como en distribución y comercialización. La red de distribución, precisamente, está en el punto de mira, tanto por el gran apagón del pasado 28 de abril como por las quejas de usuarios para acceder.

Hace un mes se publicaron los mapas de capacidad. La media en España era de un 83% de saturación. No sé cómo estamos en Catalunya, de capacidad.

— Pues estábamos algo mejor que la media de España. Hemos vivido una década en la que hemos crecido mucho en generación renovable en España. Esto nos ha permitido descarbonizar gran parte de la producción de electricidad y abaratar los precios. Y ahora lo que tenemos es el resultado de ese éxito. En los últimos años hemos tenido un brutal crecimiento de demandas de acceso y conexión a la red. En Cataluña y en España. Y esa demanda continúa. Es decir, hay mucha industria, de todo tipo, que quiere instalarse en Cataluña. Desde el momento en que se publicó la capacidad disponible hemos tenido solicitudes para aprovechar esta capacidad.

¿Puede esto convertirse en un cuello de botella para la industria, para la economía?

— Esto está afectando ya a muchos proyectos, porque, obviamente, al no haber capacidad no podemos dar acceso y conexión, y hay muchos proyectos que se ven afectados. La solución pasa por desarrollar nueva infraestructura eléctrica. Esto no es un no en los proyectos, sino que lo que debemos hacer es trabajar con los clientes, con la administración, con Red Eléctrica, con el regulador, para construir nueva infraestructura eléctrica y poder dar viabilidad a estos proyectos, que es lo que estamos haciendo.

La infraestructura es un negocio regulado, en el que existe una retribución por unas inversiones para las compañías que se dedican a ella y que siempre han dicho que es una retribución poco atractiva para realizar este desarrollo. ¿Está frenando esto el desarrollo de la red?

— Hace un año presentamos el plan estratégico y anunciamos un incremento de la inversión en Cataluña del 45%. Pero ya dijimos que esto estaba supeditado a que la regulación y retribución de la actividad de la distribución mejoraran lo que teníamos. Ahora estamos en la fase de una propuesta circular del nuevo modelo de retribución para la red. Y si este modelo no mejora, realmente no tendremos incentivos suficientes para llevar a cabo determinadas inversiones.

¿Si esta retribución fuera mayor también podrían atraerse fondos o inversores internacionales, como en otros países del entorno?

— El problema es que la tasa que ahora mismo está sobre la mesa queda en la cola de Europa. En España y en Portugal tenemos una tasa que, obviamente, no es atractiva para ningún inversor.

¿Para las actuales distribuidoras no es atractiva?

— Nosotros debemos hacer una serie de inversiones a las que estamos obligados y que haremos a toda costa. Tenemos voluntad de invertir mucho más allá de lo que estamos obligados a invertir para atraer a industria. Ahora, necesitamos un modelo con una retribución que incentive esta inversión y que dé seguridad. Porque el problema del modelo es que, básicamente, el incentivo está ligado a la potencia que contraten después a los clientes, que es un factor que no depende de nosotros y que, por tanto, genera mucha incertidumbre. Entonces, el modelo y la tasa que hay sobre la mesa ahora lo que te incentivan es en sustituir toda la instalación que tienes, dijéramos, más obsoleta o que debes mantener y actualizar, pero para nueva infraestructura no existe un incentivo.

Con la red existen dos problemas recurrentes. Por parte de la demanda, la saturación de red y por parte de los generadores, la incapacidad de conectarse para poder verter la electricidad que generan. ¿Es un impedimento para la electrificación?

— La capacidad de los nudos afecta básicamente a proyectos y solicitudes de acceso que requieren conexión directamente con una subestación. Para potencias inferiores, que no requieren realizar una línea directamente hasta una subestación, hay muchas zonas donde estamos dando suministro y estamos conectando. No es que la economía esté paralizada, ni mucho menos. Pero, últimamente, los volúmenes de potencia que se están pidiendo, en ocasiones, son muy altos. 20 megavatios parece ser una solicitud normal, cuando antes era una solicitud absolutamente extraordinaria. Y el sector industrial trabaja con potencias inferiores.

Si vamos hacia una mayor electrificación de la economía, ¿cada vez será necesaria más potencia?

— Estas potencias tan elevadas están viniendo asociadas a una industria que antes no teníamos. Son los centros de datos y los sistemas de almacenamiento. Es cierto que el resto de la actividad industrial se está electrificando, pero no está pidiendo estos volúmenes.

Pero sustituir gas o petróleo por electricidad aumenta la demanda.

— En Cataluña, las solicitudes anuales que hemos tenido de acceso y conexión desde el año 2020 se han disparado. El año 20, obviamente era un año anormal [por el cóvido], pero estábamos hablando de 1.900 megavatios; en el año 22, 5.000; en el año 23, 11.000; en el año 24 llegamos a 19.000, y en lo que va de año hemos recibido peticiones para 25.000 megavatios. La potencia instalada en Cataluña de generación son 12.000 y la demanda máxima de 7.000, con lo que el volumen de conexión está doblando la potencia disponible y está prácticamente cuadriplicando la punta máxima. De estos 25.000, unos 13.000 tienen que ver con estos nuevos usos, con centros de datos, almacenamiento, y el resto, unos 9.000 o 10.000, irían a la industria tradicional.

Existen ejemplos claros. El puerto se está electrificando. El aeropuerto ha dicho ahora que quiere electrificarse. Al final todo esto es mayor demanda sobre una red que ya estaba muy llena.

— Al final, la red está saturada. Si miramos la saturación de la red catalana, yo creo que era del orden del 70 o 75%, viene dada por la red de transporte. El elemento que nos está limitando es la red de transporte [la que depende de Red Eléctrica].

Por tanto, necesitaríamos que la red eléctrica tuviera más red de transporte con muy alta tensión.

— Exactamente. Y lo demás pueden ser cosas nuestras. Gran parte de la inversión que debe realizarse para dar mayor capacidad a la red de Cataluña depende de Red Eléctrica.

Cataluña es deficitaria en generación, y lo será más en el momento en que se apaguen las nucleares. Por tanto, ¿estas líneas de transporte serán aún más necesarias?

— En Cataluña tenemos un mix que realmente es muy distinto al del resto de España. El pasado año, el 56,7% de la capacidad producida fue de origen nuclear. Tenemos una dependencia ahora mismo de la producción nuclear, y es difícil imaginar que si no hay un crecimiento de la generación renovable, que debe existir en Catalunya, donde llevamos un retraso muy significativo respecto al resto de España, podamos asumir ese cierre de las centrales nucleares. O crecemos en renovables, que es lo que yo creo que debemos hacer, o necesitaremos infraestructuras de transporte que conecten con Francia o Aragón.

Pero cada vez es más complicado por las oposiciones que existen en el territorio.

— Es una decisión que debemos tomar como país.

¿Añaderán los cargadores de coche eléctrico un problema más en esta red saturada?

— Aunque hablamos de puntos de recarga ultrarrápida, las potencias no son tan grandes y son distribuidas por todo el territorio. Podemos encontrar puntualmente algún emplazamiento en el que esté saturado, pero yo creo que la infraestructura de recarga añadirá un extra de consumo y de demanda, pero mucho más distribuida. El problema por poner puntos de recarga no es la red, sino más bien la tramitación de permisos para ponerlos en marcha. La burocracia. Las licencias...

Hay muchas quejas de todo el tiempo que transcurre desde que se solicita un acceso a la red hasta que realmente se consiguen todos los permisos. ¿Es el problema atribuible a la distribuidora oa la burocracia administrativa?

— En una línea de media tensión estándar, que deba construirse nueva, el tiempo de media para ponerla en servicio ahora mismo está en torno a los siete años. De éstos, la construcción de la línea es de un año. Y los seis años restantes se van con permisos y autorizaciones. Estamos avanzando con la Generalitat para que esa tramitación sea más ágil. Es muy complicado construir nuevas líneas porque en el territorio hay un rechazo a la infraestructura eléctrica, ya los aerogeneradores, ya las instalaciones fotovoltaicas, y es, realmente, uno de los temas que yo creo que debemos abordar como país.

¿Es necesario un pacto de país para desarrollar esta electrificación?

— Aquí hay dos cosas. En generación debería facilitarse a partir de ahora la instalación de nuevas centrales renovables, y con el tema de los permisos estamos trabajando para buscar soluciones con la administración y ver si podemos acortar todos estos plazos.

Como compañía, ¿ha encontrado muchos problemas con el desarrollo de parques renovables?

— Cierto es que en algunos hay una oposición territorial fuerte y se presentan recursos y contenciosos, y eso, obviamente, va retrasando todo el proceso, pero en otras zonas la relación con el territorio quizá sea más amable.

¿Es buena idea dar entrada al territorio en el capital de los proyectos renovables?

— Yo creo que todas las ideas son buenas; la realidad, sin embargo, es que ves que no hay una gran demanda, no hay una gran respuesta.

¿Y esto puede ser una oportunidad para otro tipo de inversores fuera del territorio?

— En Cataluña tenemos una limitación, que es que no se puede realizar un cambio de la titularidad del proyecto hasta que la instalación está en funcionamiento. Esto se hizo para evitar la especulación, pero yo creo que a su vez es un factor limitante porque en determinados proyectos, nuevos inversores podrían darles más vida.

El autoconsumo ha crecido mucho en los últimos años. Ahora se está como frenando. ¿Qué está pasando?

— Hemos tenido una historia de éxito en España con las renovables. Todo este crecimiento de nueva generación renovable hasta ahora no ha ido acompañado de un crecimiento de la demanda. Todo lo contrario. Hemos tenido una disminución de la demanda. Una disminución de la demanda que tiene que ver con el autoconsumo, por una parte, y con la mayor eficiencia energética, por otra. Si este crecimiento de la nueva generación renovable no va acompañado de un crecimiento de la demanda, lo que existe es un problema de precios. Hubo un crecimiento muy importante en el momento de la crisis de Ucrania, con la subida de precios, y todo el mundo vio en el autoconsumo una oportunidad enorme para abaratar sus costes. Ahora, los precios han descendido, con épocas del año y franjas horarias con precios negativos. Creo que en el momento que repunte la demanda volveremos a ver un crecimiento del interés por la fotovoltaica. Nuestra previsión, viendo la demanda de acceso y conexión, es que en los próximos años la demanda empezará a crecer de forma importante.

Y ese aumento de la demanda, ¿la red de distribuciones podrá asumirla?

— Éste es el punto clave. En estos momentos, la red eléctrica al final es la columna vertebral del sistema. Es el corazón de la transición energética. Debemos hacer crecer la red. La previsión del PNIEC era realizar una inversión de 50.000 millones de euros de aquí a 2030, lo que significa multiplicar por tres el ritmo inversor que tenemos ahora. Se debe poner sobre la mesa un modelo que sea suficientemente bueno para todos y que incentive la inversión, y la inversión llegará.

Hemos vivido el mayor apagón jamás habido en Europa. ¿Falló la red de distribución o la red de transporte?

— La semana pasada conocimos el primer informe de la red de operadores europeos. La cuestión es que realmente fue una situación que nunca se había vivido, y ahora mismo es complicado entender realmente todo el mecanismo. La cuestión es que el día 28 y anteriores del mes de abril había variaciones de tensión en la red de transporte. Y tenemos informes de la Universidad de Comillas avalados también por empresas internacionales donde parece que lo que había era una carencia de generación síncrona, o la generación síncrona que estaba programada era insuficiente.

¿Y la única forma de regularlo es con nucleares, ciclos combinados e hidroeléctrica?

— La transición energética es un proceso que comenzó hace unos años y que deberemos terminar en 2050. Deberemos desarrollar nueva tecnología para poder garantizar el suministro y el funcionamiento del sistema exclusivamente con renovables. Mientras toda esta nueva tecnología que básicamente tiene que ver con electrónica de control y sistemas de almacenamiento no la tengamos contrastada y en funcionamiento, lo que tenemos es la generación sincrona tradicional que da estabilidad al sistema eléctrico y que son las nucleares, los ciclos combinados y la hidroeléctrica.

Supongo que antes era más fácil controlar todo esto cuando había unos pocos generadores y una red unidireccional, y ahora es necesario adaptar esta red a la bidireccionalidad y la entrada de mucha más generación con potencias muy distintas.

— Necesitas una red muy flexible porque debe cambiar su forma de funcionar en determinados sitios varias veces al día. Y eso lo que requiere es digitalización, automatización, y en eso llevamos años invirtiendo. Y debemos seguir invirtiendo porque cada vez el reto es mayor.