“El papel lo aguanta todo. España tiene un buen plan energético pero si no cambian las cosas no se cumplirá”
“Se necesitan 295.000 millones de inversión para el periodo 2021-30 y ya llevamos varios años que no estamos invirtiendo a ese ritmo. De esos 295.000 millones, 118.000 millones son para renovables; en ahorro y eficiencia energética 85.000, pero que no se ha hecho aún casi nada; en redes, 53.000 que son algo más de 5.000 cada año y llevamos varios años en la mitad. En electrificación 35.000 y todavía no hemos alcanzado el ritmo necesario... así que la bola se va haciendo más grande”.
FOTOGRAFÍA: Jesús Umbría •
Desde una perspectiva de largo plazo, ¿para 2030 podemos esperar una energía sin tantos problemas de dependencia, de precio y de sostenibilidad? ¿Podemos esperar un “dividendo energético” fruto del cambio de paradigma que se vislumbra?
Pienso que sí, que estamos avanzando hacia un sistema energético descarbonizado. Hasta hace bien poco, descarbonización ha sido solo el cierre de las centrales de combustibles fósiles de carbón y la entrada de renovables de forma masiva en el sector eléctrico; en el futuro próximo, la prioridad debe ser incrementar la electrificación de los consumos finales. En el mundo la electrificación supone hoy solo el 20% del consumo energético total -en España es el 23%- y la Agencia Internacional de la Energía dice que hay que llegar en 2050 a entre el 50 y el 60% de electricidad en consumo final. En Europa, la Comisión Europea está proponiendo un objetivo de electrificación del 50% para 2040. Y en España, el PNIEC considera un objetivo de electrificación del 31% en 2030. Electrificar con energías que evitan la importación de combustibles fósiles hace que no dependas del exterior y de la volatilidad de esos combustibles que hemos visto estos últimos años. Si creamos un parque de generación independiente de combustibles fósiles la energía será más barata pero, además, debemos conseguir que sea entregable sin interrupciones. Y para eso será preciso desarrollar sistemas de almacenamiento, baterías, bombeo, combustibles renovables, etc que permitan gestionar la volatilidad de las fuentes renovables. Por otro lado, en determinados sectores industriales y de transporte pesado, donde no llegue la electricidad, será necesario contar con fuentes renovables como el hidrógeno verde o el biogas renovable. En resumen, creo que sí, que veremos ese “dividendo energético” pero que queda mucho por hacer.
EL PERSONAJE
José Damián Bogas Gálvez - Dosis de realismo
José Bogas (1955) es ingeniero industrial por la Escuela Superior Industrial de la Universidad Pontificia de Comillas, en Madrid.
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Comenzó su carrera profesional en una filial ferroviaria de Westinghouse y posteriormente en ERIA. En 1982 se incorporó a Endesa y desde entonces su carrera profesional la ha desarrollado en esta compañía.
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Jefe de sección de Estudios de Mercado en el Departamento de Planificación entre 1982 y1984; jefe del departamento de Relaciones Comerciales entre 1984 y1986; director adjunto de Control y Gestión de Energía en 1988; director de Control y Gestión de Energía entre1988 y1997; director general y director de generación en 1997-98; director general del negocio eléctrico entre el 98 y 2004 cuando es nombrado director general de España y Portugal, hasta 2014 en que es nombrado consejero delegado.
¿Entonces es posible cuadrar el trilema de seguridad, limpieza y precio, simultáneamente?
Es complejo, pero es conseguible. Sustituir combustibles fósiles por renovables supone una reducción de precio y un aumento de la seguridad de suministro, pero como he comentado obliga a desarrollar tecnologías de almacenamiento. Medioambientalmente, es claro que las emisiones son menores. El sector eléctrico ha reducido sus emisiones drásticamente, desde los 113 MtCO2 en 2005 a los 74 MtCO2 en 2015, hasta llegar a alrededor de 27 MtCO2 en 2023, representando ya menos del 10% de las emisiones totales de gases de efecto invernadero en España. Ahora es preciso trabajar duramente en sectores como el transporte - con 88 MtCO2 estimadas en 2023- o la industria -62 MtCO2 estimadas en 2023- para poder conseguir los objetivos planteados, y todo ello además sin perjudicar la competitividad.
Pero las gráficas de la Agencia Internacional de la Energía muestran que pese al aumento de las renovables en todo el mundo el consumo de combustibles fósiles no baja, aún no se ve una disminución.
No, aún no se ve. En la actualidad casi el 80% del consumo energético es de origen fósil, mientras que la renovable representa tan solo el 16% y la nuclear el 5%. En el año 2030, según las previsiones del PNIEC, el petróleo y el gas tendrá un peso del 56% en la matriz energética, mientras que la electricidad supondrá el 31%, todo ello medido en energía final. Para conseguir emisiones cero en 2050 -según la Agencia Internacional de la Energía- las emisiones tienen que empezar a bajar ya, pero lo fundamental es que bajen en la próxima década, del 2030 al 2040. El reto fundamental con los combustibles fósiles, a nivel mundial, está en reducir drásticamente las emisiones en el sector eléctrico, como ya se ha hecho en España, y electrificar la demanda para que, a su vez pueda abastecerse con energías renovables.
La Agencia Internacional de la Energía dice que hay que multiplicar casi por 4 las energías renovables pero también que hay que duplicar la nuclear para 2050, que si no, lograr el ‘Net Zero’ será imposible”
Y en ese horizonte ¿el tema nuclear es tabú?
La Agencia Internacional de la Energía, que es el faro que guía a todos los países con respecto a la lucha climática, dice que hay que multiplicar casi por 4 las energías renovables, pero también que hay que duplicar la potencia nuclear en el mundo en 2050. Y eso significa construir nueva potencia y sustituir la que se va a apagar. Y dice que si no se consigue, no se alcanzará el “Net Zero”. Parece evidente que la energía nuclear es necesaria.
El último acuerdo europeo sobre energía lo reconoce. Y Francia sigue aumentando su parque nuclear mientras aquí se va cerrando y no se está invirtiendo...
Es una decisión de política energética. En España se invierte cada año para que cada central esté siempre con la última tecnología, así que la prolongación de la vida tiene un coste marginal. En Endesa, por ejemplo, invertimos unos 150 millones todos los años y cada diez años hay una revisión que precisa qué hay que hacer para poder seguir operando de manera fiable. En Francia tienen una clara apuesta por este tipo de energía, si bien es cierto que tienen otra serie de problemas, al tener que enfrentar fuertes inversiones en sus centrales, porque no realizan un mantenimiento de puesta al día tan continuo como en España. En España, lo que tenemos es un acuerdo para el cierre paulatino entre 2027 -Almaraz- y 2035 de todas nuestras centrales si bien, como digo, podrían alargarse sin excesivas inversiones. Si me preguntan si creo que se van a poder cerrar todas las centrales en los plazos previstos, diría que, aunque es el plan acordado, ya veremos cómo evoluciona la seguridad de suministro. Hace falta mucha potencia renovable y mucha inversión en red para sustentar ese plan, y los tiempos son muy ajustados
Las minicentrales nucleares parece que tienen algunas ventajas...
En eso no estamos haciendo nada. Nuestro accionista mayoritario Enel, sí lo está mirando para ver si tuviese sentido para Italia. Parece que el gobierno italiano está más abierto a este tipo de centrales, de 400-500 megavatios, que se hacen en módulos, que no tienen problemas de residuos y que no se necesitan diez años para ponerlas en operación. En las centrales nucleares tradicionales los costes se disparan, básicamente por cuestiones de seguridad, y al final la regla de que mil megavatios costaban mil millones se ha convertido en un coste de más de 5.000 millones o 10.000 millones como parece que va a costar la central que está construyendo EdF en Hinkley Point (Reino Unido). Dicen que en las minicentrales –que se pueden hacer incluso de 250 megavatios– sale a menos de un millón el megavatio. Es como volver a los precios de antes.
Y viene a ser el precio actual del megavatio renovable.
Sí, ese es el coste de la eólica, a millón el megavatio e incluso a 0,7 el megavatio solar. Ahora hay un repunte por las subidas de los materiales y los problemas de las cadenas de suministro, así que los últimos han salido a 1,2 millones el eólico y a 0,8 el solar, pero lo lógico es que vuelvan a los precios anteriores.
Hay 80.000 MW de renovables que tenían que entrar antes de julio de 2025. Se ha alargado el plazo hasta 2028 pero el record en España está en 7.000 al año. No salen los números”
Hablando de renovables ¿No da la impresión de que existe una burbuja?
Ahora mismo, entre construcción, autorización administrativa previa y declaración de impacto ambiental, hay 80.000 megavatios que tenían que ponerse en operación antes de julio del 2025. Con un reciente Real Decreto se prolonga el plazo a 2028. Si hay que colocar 80.000 megavatios a razón de 20.000 megavatios al año y el récord en España está en 7.000, no salen los números, aunque lo hayan atrasado hasta 2028.
España está haciendo también una apuesta fuerte por el hidrógeno.
Es correcto, pero hoy utilizar gas para los procesos de la industria sale a casi 50 euros el megavatio hora térmico. Y utilizar hidrógeno verde sale a más de 120. Queda mucho recorrido que tiene que ver con la tecnología, con la escalabilidad, con muchos factores ¿Puede sustituir al gas allí donde no puede llegar la electricidad? Pues sí, pero hay que reducir mucho el coste.
En ese acuerdo europeo del que hablabamos antes ¿No ha estado en cuestión el sistema marginalista?
El sistema marginalista ha estado en cuestión, ha sido debatido y se ha llegado a un acuerdo y sigue adelante. Yo soy de los que opina que es el más eficiente y de hecho hay estudios de la Unión Europea que dicen que Europa ha logrado ahorrar más de 30.000 millones al año por ese sistema marginalista, en el que produce aquel que es más barato cada hora. Si hay aquí una central que produce a 100 y otra que produce a 70, produce la más barata y la otra para...a
El sistema marginalista ha estado en cuestión, ha sido debatido y hay un acuerdo: Sigue adelante”
Pero todos cobran el precio del último kilovatio, el más caro.
Sí, pero este sistema no te da una visión a largo plazo. Así que tú hablas con la industria, por ejemplo, y le ofreces suministro durante cinco años a 50 euros/MWh. Bien. ¿Pero quién sabe a qué precio estará la energía dentro de dos o tres años? Si el precio está a 60 o 70 habrá hecho un buen negocio, pero si está a 30 o 40 estará en dificultades. Por tanto, muchos prefieren no hacer contratos a largo plazo, negociar año a año para que el precio sea más o menos igual en toda Europa. Con el nuevo sistema adoptado, marginalista, lo que se ha hecho es propiciar y desarrollar ese tipo de contratos a largo plazo, en Europa y también en España.
¿Que va a pasar con el precio de los derechos de emisión? Nos decía Natalia Fabra que como el último kW producido suele ser con combustible fósil que paga derecho de emisión, todos los anteriores también lo están cobrando, parece absurdo.
El precio marginal en muchas horas lo marcan las centrales de ciclo combinado, donde el precio depende en gran medida del precio del gas y en mucha menor medida de los derechos de emisión. Pero sí, en un sistema marginalista toda la energía percibe el mismo precio. Aunque la mayor parte de la demanda no está sometida a la volatilidad del spot porque tiene contratos a plazo; tal vez la que más ha sufrido este efecto ha sido la demanda de la tarifa regulada, y los clientes industriales con contratos indexados.
Pero así se grava con un impuesto al CO2 todos los kW producidos sin CO2. No parece que fuera esa la idea.
Puede que no, pero al final o cada central cobra su coste o todas cobran el marginal. En todo caso, supone una retribución adicional para las centrales que no emiten CO2, pero que suelen tener un fuerte coste ligado a la inversión y bajas horas de funcionamiento. El coste total de una instalación a 30 años vista depende no solo del coste variable sino de los costes fijos, de la amortización y de la rentabilidad mínima razonable...
Dicen que en Europa el Plan Energético español es un modelo.
Es un modelo de referencia, sí, el problema es que debajo de ese modelo hace falta desarrollar la regulación. Si no cambian las cosas, no se cumplirá, no se va a poder hacer.
Se precisan más de 200.000 millones de inversión que no se ve de donde saldrán.
Sí, 295.000 millones para el periodo 2021-30 y ya llevamos varios años que no estamos invirtiendo a ese ritmo, luego al final queda mucho. De esos 295.000, 118.000 son para renovables; en ahorro y eficiencia energética 85.000, pero que no se ha hecho aún casi nada; en redes, 53.000 que son algo más de 5.000 cada año y llevamos varios años en la mitad. En electrificación 35.000 y todavía no hemos alcanzado el ritmo necesario, así que la bola se va haciendo más grande.
El papel lo aguanta todo...
El papel lo aguanta todo, así que hemos hecho un buen plan, pero que debe tener un soporte regulatorio que aún no tiene.
Les han puesto un impuesto del 1,2% sobre facturación, ¿raro?
Desde mi punto de vista no tiene sentido tal y como está concebido y aplicado. Se explicaba por unos beneficios extraordinarios, pero al final se gravan las ventas. Así que si tienes un contrato a dos años con la industria a cien euros, donde ganas un euro, un impuesto del 1,2% te lleva a pérdidas ¿Qué sentido tiene? En Europa se aplica sobre los beneficios, y pudo tener sentido. Y en Europa, además, lo aplicaron sobre el sector fósil -petróleo y gas- y no al sector eléctrico porque, como habían puesto el límite de precio en 180 euros por megavatio, ya no había beneficios extraordinarios. En España ese límite se fijó en 67 euros, con lo que en ningún modo hubo beneficios extraordinarios. Así que en Europa solo lo pagan las petroleras y gasistas y en España petroleras, gasistas -que no han tenido topes en sus ingresos- y eléctricas, pero solo las que facturen más de mil millones. Así se distorsiona la competencia.
“CON ESTA METODOLOGÍA, INVERTIR HOY EN RED SE COBRA DOS AÑOS DESPUÉS, EN 2026 AL 4,3%. NO TIENE SENTIDO
Otro problema de largo plazo es que no se trata solo de poner paneles o molinos, hay que invertir también en redes.
Cierto. La columna vertebral de todo el sistema eléctrico es la red. Y la red tiene unos puntos de inyección y otros de consumo. Ahora, con las renovables y el autoconsumo, los puntos de inyección están por todos lados. Hay puntos que eran consumidores que ahora se han convertido también en generadores. Luego hay que poner los puntos de recarga de los vehículos eléctricos... Así que ahora la red debe tener inteligencia, por decirlo de alguna forma. Y con la electrificación y el incremento de la demanda hay que reforzarla. Este es el panorama, así que la Agencia Internacional de la Energía dice que hay más que duplicar las inversiones en la red. El gobierno español en el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima valora que hay que invertir en redes 53.000 millones en diez años, a 5.300 millones al año. En España estamos invirtiendo desde 2020 unos 2.500-2.600 millones, la mitad.
¿Por qué? ¿Por qué no se invierte más?
Por dos motivos. Primero, en el año 2013 el gobierno puso un tope a las inversiones en la red porque decía que invertir en ella era muy rentable y que estábamos haciéndolo por encima de lo necesario, y que lo pagaba el consumidor. Limitó la inversión al 0,13% del PIB en la red de Distribución y al 0,065% del PIB para la red de Transporte. Y fue un error, desde mi punto de vista. Aplicando cada uno su cuota de mercado, eso son 2.000 millones máximo en distribución, más unos 500 millones de Red Eléctrica. Y ahora tenemos que alcanzar los 5.000 millones de euros. El Gobierno conoce el problema y parece que va a eliminar o relajar esa limitación. Pero luego está el otro tema, la regulación, que fruto de aquella decisión resulta una regulación muy restrictiva en la retribución y en la incentivación de las inversiones en la red. Ahora mismo, esas inversiones no son rentables. Están pagando las inversiones con una tasa antes de impuestos del 5,58% o sea que obtienes una rentabilidad neta de poco más del 4% que claramente desincentiva la inversión. Cara a la próxima revisión, para el periodo 2026-2031, hay que conseguir enviar una señal al mercado para incentivar la inversión.
Mejor un bono, menos riesgo y trabajo.
Efectivamente, hoy no tiene sentido, por su baja rentabilidad, invertir en la red y si no cambia la metodología de retribución no habrá inversión. El problema es que las inversiones que hagamos este año 2024 se retribuyen a partir de 2026. Hay que aprobar ahora la nueva regulación para 2026-2031 y le hemos dicho al regulador que lo que estamos invirtiendo ahora se cobrará en 2026 con una rentabilidad que, si no se cambia la metodología actual se reduciría al 4,3% después de impuestos, con lo que los accionistas preguntan qué sentido tiene esa inversión. Creo que el Gobierno es consciente y que a finales de este año revisarán la metodología...
Este año, mal que bien y con mucha prudencia, seguimos invirtiendo, pero si no cambia la remuneración será muy difícil seguir en 2025. Y si la red no se refuerza y digitaliza, es imposible, no caben las renovables, no cabe la electrificación... así que tenemos que resolver este problema. Unido a estos dos factores hace dos años se traspuso –es una norma europea- que la regulación de la distribución pasase a la Comisión Nacional del Mercado y la Competencia, que ha tenido más un rol de auditor, de vigilante de estas inversiones y de la retribución. La de los años 2017-19 está recurrida en los tribunales. La del 2020 está ahora mismo en borrador. Y en el primer borrador no reconocían un porcentaje muy elevado de las inversiones realizadas. Inversiones previamente autorizadas tanto por las Comunidades Autónomas, como por la CNMC y por el Ministerio. Para hacer una inversión, tienes que hacer un plan, presentarlo con un año de antelación a las comunidades autónomas que lo aprueban previo análisis exhaustivo de las inversiones propuestas; luego lo tiene que aprobar la Comisión Nacional del Mercado y de la Competencia; lo llevas al Ministerio, que también lo tiene que aprobar. Y después de todo eso no te reconocen parte de las mismas. Es un sinsentido.
La creación de la nueva Comisión de la Energía se da por hecha.
Es una decisión tomada por el Gobierno. Porque lo que ahora se necesita es una focalización en la transición energética y una regulación que incentive, que impulse. Así que es mejor separarlas para darle más agilidad, para que pueda tener otros criterios. En ese sentido, suena bien, pero hoy es otro cuello de botella. Con lo cual hay muchos desarrollos que no podemos hacer, o por el tope a la inversión o bien por la retribución.
Y todo eso tendrá repercusiones.
Claro, por ejemplo, hay centros de datos que se están yendo a Francia o a Alemania. Porque la inversión para los 40 o 50 megavatios que necesitan, no se sabe cuándo van a ser aprobadas las inversiones, ni cómo se van a retribuir y, por tanto, cuándo va a estar la red preparada... Y cuando se lo explicas al cliente te dice que muy bien, y se va a otro país. Tenemos un cliente en Cataluña que ya nos ha dicho que o le decimos sí y cuándo, o se va a Francia. En general, la electrificación de la industria es una oportunidad para España por la existencia de energía renovable abundante y barata. Pero la capacidad de las redes de Transporte y Distribución se está convirtiendo en el elemento crítico que está imposibilitando esta electrificación y el consumo final de toda la potencia renovable que se está desarrollando.
¿Qué le parece la excepción ibérica?
La última crisis energética ha sido un momento clave en el que ha estado a punto de fragmentarse el mercado único europeo de la energía porque, ante las tensiones, Europa ha dejado que cada Estado tomase las medidas que considerase oportunas, aunque dentro de un orden. En España, por ejemplo, la excepción ibérica, con la que yo estoy de acuerdo. Es como si en un momento dado se nos va la economía de las manos y decidimos dejar el euro y volver a la peseta. Con la peseta podemos devaluar, fijar el tipo de interés... bien, pero cuanto antes volvamos al euro, mejor. Pues esto es lo mismo. Con la excepción ibérica las empresas eléctricas hemos dejado de cobrar 6.000 millones, que no han sido trasladados a los clientes y que, por tanto, nos hemos ahorrado dentro de España; estoy de acuerdo, porque eso ha permitido mantener precios razonables para gran parte de la demanda y las empresas eléctricas no nos hemos beneficiado de extra-ingresos, cosa que sí ha sucedido por cierto en otros sectores energéticos. Como único matiz negativo de la excepción ibérica, también hemos “subvencionado” a Francia en mil millones de euros.
¿No hubiera sido más fácil romper el precio diario spot como referencia para marcar el precio de la electricidad, como hizo Portugal?
Portugal, en definitiva, hizo lo mismo que nosotros. Pensar que el gas costaba 40 cuando en realidad costaba más de 100 €/MWh de media y más de 200 en algunos momentos y pagar la diferencia a las centrales de ciclo combinado para bajar el precio del mercado mayorista. Bajó el precio mayorista eléctrico en 2022 de 235 a 168, que fueron 210 más o menos, una vez pagado el sobrecoste a los ciclos combinados. Este es el ahorro que ha habido. Pero todo esto causa distorsiones, como la comentada de subvencionar a Francia. Otra medida que se ha eliminado también es la de poner un tope a los precios de las centrales inframarginales, la hidráulica, el resto de renovables y la nuclear. Un tope que en Europa fue de 180 euros/MWh y en España de 67 euros/MWh. La tesis del Gobierno era que con 67 se conseguía rentabilizar las centrales.
Ese es el precio de los contratos a plazo, de los PPA y de los Contratos por Diferencias (CfD)
Alemania tenía la preocupación de que pudiera haber una industria más competitiva que la suya porque algunos estados miembros pusieran un tope al precio de la energía que apoyaba los CfD. Al final han llegado a un acuerdo fundamentalmente con Francia, que ha gestionado la ministra Teresa Ribera, para que las centrales nucleares puedan garantizar un precio –que aún no está definido- de digamos 100, que permita rentabilizar las nucleares nuevas. Y si el mercado mayorista está por encima de 100 tienen que devolver la diferencia, pero si está por debajo, que es lo que va a pasar, les pagan la diferencia. En definitiva, le han garantizado un precio a la energía nuclear. Y se ha aceptado, pero considerándolo ayuda de Estado, con lo que una vez que se paga se abre un expediente en el que la CE toma la decisión final. En definitiva, Europa está tratando de volver a un mercado único, superando la fragmentación, con unos criterios más o menos parecidos y olvidando los criterios laxos que se aceptaron durante la crisis.
En España. con el baile que estamos viendo de autorizaciones, permisos, compras, ventas... ¿Cómo va la inversión en renovables?
España tiene un Plan Energético Nacional integrado de Energía y Clima con un elevado número de renovables que hará que en 2030 exportemos 50 TeraWatios hora a Francia y haya pérdidas de producción, por no poder ser asumida por el sistema, de 25 TeraWatios hora (TWh) y todo considerando que los electrolizadores van a consumir otros 50 TWh. ¿Vamos a exportar 50 TWh a Francia? Por otro lado, pongamos que de electrolizadores hacemos la mitad... estaríamos hablando de una producción restante que se pierde, que no cabe en el sistema ¿Qué hacer? Tenemos que desarrollar más almacenamiento, desarrollar más electrificación, fortalecer la red, incentivar la implantación industrial, etc, pero esta es solo la primera parte. La segunda es ¿Se van a hacer todas esas renovables? Se necesitarían del 2024 al 2030 unos 11.000 megavatios al año ¿Cuál es el máximo que hemos hecho? 6.000 ó 7.000 o sea que no parece fácil de conseguir. Por tanto, el problema no va a ser menor. Además, se ha vuelto a poner el impuesto del 7% a la producción eléctrica que se había quitado. Si ya sin impuesto estaba complicado lo de vender a Francia, con un impuesto del 7% será mucho más difícil.
A efectos del consumidor ¿Qué precio cree que tendrá que pagar en el futuro?
Hay que tener en cuenta que el precio tiene que ser competitivo para el cliente y rentable para el inversor, si no se cumplen ambas cosas no funciona el mercado. La otra cuestión es que los precios van a ir cayendo porque estamos sustituyendo combustibles fósiles por renovables, y cuando el sistema sea todo renovable el sistema marginal se acabará, porque el coste será cero, o diez, porque el coste de la instalación no se repercute en el precio marginalista. ¿Cuál será el precio a largo plazo? Pues en un sistema mayoritario de renovables el coste a largo plazo puede ser de unos 60 euros megavatio hora. Ese precio lo hemos tenido hasta el año 2019. Luego en 2020 se hundió, y luego se disparó. Ahora tenemos precios todavía altos, pero esto se estabilizará e iremos a un sistema en el que pagues el coste total.
Proliferan los tejados con placas solares. ¿Sale a cuenta?
Significan ahora el 2,9% de la demanda, no llega a 7 TWh sobre los 240 que se consumieron en 2023. En España existen ahora unas 400.000 instalaciones, 300.000 se han montado en el último año y medio. La razón es que los precios se dispararon en 2022 por la crisis energética, pero cuando vuelvan a ser normales las cuentas no serán tan claras. Parece evidente que grandes instalaciones en suelo deben tener costes inferiores, pero claro, tienen la ventaja de gozar de exenciones y bonificaciones fiscales y subvenciones que las hacen competitivas a día de hoy.♦