Si alguien tenía alguna duda sobre la tarea montañosa que enfrenta National Grid, hoy quedó más que claro. Según John Pettigrew, el director ejecutivo de National Grid, Gran Bretaña está “en las estribaciones de la transición energética” y la compañía se enfrenta al desafío de futurizar la red eléctrica nacional. De ahí su vasto plan de gasto de £60 mil millones.
En el centro del problema se encuentra la energía renovable. El diseño y la capacidad de la red eléctrica del país no han seguido el ritmo de la rápida expansión de las energías renovables, especialmente la energía eólica que se concentra en Escocia y en la costa este de Inglaterra.
El gobierno ha dicho que quiere aumentar la capacidad eólica marina a 50 gigavatios para 2030, desde aproximadamente 14 GW en la actualidad, en un intento de descarbonizar el sistema eléctrico para 2035. Un gigavatio equivale aproximadamente a la energía necesaria para abastecer a un millón de hogares.
La energía renovable representó el 41 por ciento de la generación de electricidad de Gran Bretaña el año pasado, según cifras del Operador del Sistema Eléctrico de National Grid, un aumento desde aproximadamente el 16 por ciento hace una década. Por otro lado, se espera que la demanda de electricidad aumente en un 50 por ciento para 2035 a medida que las personas reemplacen los automóviles de gasolina y diésel por vehículos eléctricos y cambien sus calderas de gas domésticas por bombas de calor eléctricas.
“Todos estos factores han contribuido a hacer que el sistema sea mucho más complicado y también significan que, después de una década de falta de inversión, veremos un aumento en la demanda eléctrica y un aumento en la demanda de generación menos constante, principalmente renovable”, dijo Charles Wood, el subdirector de políticas de Energy UK.
El rápido aumento de los proyectos de energía renovable y almacenamiento de energía ha provocado retrasos prolongados en la conexión de los proyectos a la red, que opera según el principio de “el que llega primero, es el que se conecta primero”. Para acelerar el proceso, Ofgem y el gobierno buscan reformar el proceso de aprobación. Esto incluye que los desarrolladores de proyectos ahora deben cumplir con nuevos hitos de entrega para demostrar que su proyecto está progresando; de lo contrario, corren el riesgo de ser eliminados de la cola.
Y es una cola larga. Según las estadísticas de National Grid, la lista de proyectos energéticos que esperan conexión ha alcanzado más de 700 GW, de los cuales 97 GW son proyectos de almacenamiento de baterías. Para poner esto en contexto, la capacidad eólica operativa total de Gran Bretaña, tanto en tierra como en el mar, es de casi 30 GW.
“Hay problemas evidentes en términos de inversión y certeza para el sector”, dijo Wood, lo que incluye el riesgo de que los desarrolladores de generación o almacenamiento lleven sus proyectos fuera del Reino Unido, donde podrían obtener una conexión de red más rápida.
Sin la capacidad de la red eléctrica para hacer frente al nivel de energías renovables en el sistema, existe la posibilidad de que el Operador del Sistema Eléctrico, que gestiona la oferta y la demanda en la red, deba aumentar la cantidad que paga a los generadores renovables para que se desconecten y evitar que el sistema se sobrecargue.
Las restricciones en la capacidad de la red le costaron a los consumidores un total de £970 millones el año pasado, pagando a las plantas de gas para que se enciendan cuando la generación renovable era insuficiente y pidiendo a los parques eólicos que se apaguen para evitar que la red se sobrecargue.
Aproximadamente £670 millones de esto se atribuyeron a la línea fronteriza entre Escocia e Inglaterra, según una investigación de Field, una startup británica centrada en el almacenamiento de baterías para tecnologías renovables. Su análisis sugiere que esa cifra podría aumentar más de tres veces a £2.2 mil millones para fines de la década.
ScottishPower y National Grid, que son propietarios de las líneas de transmisión a lo largo de la frontera entre Escocia e Inglaterra, han presentado planes para gastar miles de millones de libras en la mejora de las líneas de transmisión y distribución local necesarias para transportar energía desde Escocia, donde la generación es mayor, hasta el sur de Inglaterra, la zona de mayor demanda.
Además, el desafío no es simplemente una cuestión de capacidad. La evolución de la mezcla energética, desde el carbón al gas y a un nivel cada vez mayor de energía renovable, ha creado un problema de diseño.
“El Reino Unido es un sistema en el que la generación estaba cerca de las minas de carbón en el norte y la energía fluía de norte a sur”, dijo Pettigrew. “Con más energía eólica marina, más infraestructura tendrá que funcionar de este a oeste”.
La facilidad con la que National Grid puede utilizar su dinero dependerá en parte de las reformas de políticas. Al hacer un paquete radical de recomendaciones destinadas a acelerar la expansión de cientos de millas de cables de alta tensión necesarios para conectar nuevos parques eólicos, Nick Winser, el asesor independiente del gobierno, descubrió que desarrollar y construir nuevas líneas de energía podría llevar hasta 14 años. Dijo en su informe que ese plazo debe reducirse a la mitad para lograr los objetivos de descarbonización del gobierno. El gobierno ha dicho que quiere reducir el tiempo de construcción a cinco años.
“Le hemos dicho al gobierno que se necesitará una reforma de planificación si se quiere construir infraestructura más rápidamente”, dijo Pettigrew, y agregó que asegurar la cadena de suministro, tanto en términos de piezas como de mano de obra, era otro desafío potencial. También sería importante dejar en claro el beneficio para la comunidad, ya que gran parte de la infraestructura de la red se alojará en áreas donde no ha estado anteriormente.
Un movimiento que no es barato
Las mayores emisiones de derechos de suscripción en Gran Bretaña se han producido en tiempos de crisis, pero las empresas del FTSE 100 también han ofrecido descuentos en acciones para financiar adquisiciones y reestructuraciones.
Tales movimientos no son baratos. National Grid dijo en el prospecto de su emisión de derechos que el costo de los honorarios de los asesores y otros gastos sería de £165 millones. Barclays y JP Morgan están respaldando la recaudación de fondos, y Robey Warshaw, el banco de inversión boutique donde George Osborne, el ex canciller, es socio, también asesora en la operación.
Algunas de las emisiones de derechos más significativas se produjeron durante la crisis financiera, cuando Royal Bank of Scotland, HBOS, Lloyds Banking Group y HSBC buscaron financiamiento de emergencia de los inversores. No todas tuvieron éxito, ya que HBOS logró una aceptación de menos del 10 por ciento para su emisión de £4 mil millones en efectivo en 2008. Lloyds solicitó a los inversores £13.5 mil millones de nuevo capital con un descuento del 60 por ciento en 2009 después de su fusión con HBOS.
La emisión de RBS durante la crisis generó un caso legal de miles de accionistas que afirmaron haber sido engañados para respaldar la operación de £12 mil millones poco antes del colapso del banco. Alegaron que el prospecto contenía declaraciones falsas o engañosas sobre el estado financiero del banco y querían que Fred Goodwin, su ex director ejecutivo, testificara en el tribunal. RBS negó las acusaciones y Goodwin evitó una comparecencia pública ya que el banco llegó a un acuerdo con los inversores.
Imperial Tobacco y Rio Tinto recaudaron miles de millones a través de emisiones de derechos en 2008-09. Imperial Tobacco lanzó una venta de acciones con descuento de £4.9 mil millones para financiar su adquisición de Altadis, el fabricante español de cigarrillos, en 2008, y Rio Tinto buscó reducir su deuda con una emisión de $15.2 mil millones en 2009.
Standard Chartered se unió a sus pares de la industria financiera emitiendo derechos años después de la crisis financiera, cuando Bill Winters, su director ejecutivo, solicitó £3.3 mil millones a los inversores para financiar un plan de reducción de 15,000 empleos en 2015.
Más recientemente, las empresas británicas recaudaron miles de millones a través de ventas de acciones con descuento durante la pandemia.