La Unión Europea (UE) prioriza el aumento de la capacidad de transmisión con objetivos específicos para 2025 y 2030. Por cada euro de gasto de capital que se destina a la generación de energía renovable, se requieren entre 0,70 y 0,80 euros para las redes, la distribución y la transmisión.

BofA apunta a varios factores que incentivan esa transformación. "El más importante es la naturaleza cambiante de la generación de electricidad, impulsada por el crecimiento de la generación de electricidad renovable, especialmente la eólica y la solar", dice el informe.

También estima que cerca del 60% de los planes de inversión anunciados se centran en proyectos de transmisión y distribución en Alemania y Francia, donde los operadores de red han colaborado en proyectos a largo plazo para evaluar las necesidades de inversión hasta 2040-2045. Por ejemplo, los cuatro TSO de Alemania (TenneT, 50 Hertz Transmission, Amprion, TransnetBW) prevén que las inversiones totales en la red alcanzarán los 251.300 millones de euros para 2045.

Los activos de energía renovable suelen construirse bastante lejos de donde se han ubicado hasta la fecha las centrales fósiles. Por ejemplo, los proyectos eólicos marinos de Reino Unido están ubicados en el Mar del Norte.

Comparativa de antiguedad de las redes eléctricas BofA

La mayor parte de las energías renovables italianas se encuentran en el sur del país, mientras que la base industrial está en el norte. Al igual que en España, donde se genera en lo que se conoce como 'España Vaciada' mientras que es necesaria en los polos industriales y en las grandes ciudades. 

BofA señala que a una red envejecida se le suma una mayor complejidad. En Europa o en EEUU algunos equipos de la red tienen más de 60 años. Después de muchos años de reinversión limitada, la infraestructura necesita considerablemente ser reemplazada.

Inversiones de España

Los analistas de renta variable de BofA han estudiado los planes de las principales compañías eléctricas en la UE. En el caso de España, prevén que Redeia aumente su base de activos (RAB - Regulated Asset Base o Base de activos regulados) en el negocio de TSO español al 5% durante el periodo 2023-30.

El negocio de transmisión de electricidad (TSO) español representa la actividad principal de Redeia y debería contribuir con unos 900 millones de euros al EBITDA en 2024 (el 76% del total del grupo).

Los activos de transmisión de electricidad internacionales se encuentran principalmente en América Latina (Chile y Brasil) y deberían contribuir con algo más de 100 millones de euros al EBITDA en 2024. Por su parte, los negocios de diversificación, como fibra óptica y satélites (Hispasat) deberían contribuir con cerca de 300 millones de euros al resultado bruto de explotación este año.

Redeia podría considerar la venta de Hispasat. Una posible venta simplificaría la estructura y potencialmente proporcionaría fondos para futuras inversiones en la actividad principal de la red.

El informe también analiza los proyectos de Iberdrola. El nuevo plan de inversión neta de la energética de 36.000 millones de euros prevé que la cuota de inversión en redes crezca tres puntos porcentuales, hasta el 60%, mientras que la de renovables se reducirá cinco puntos porcentuales, hasta el 38%, lo que continúa el giro desde las renovables hacia las redes.

El crecimiento de los activos regulados de redes objetivo se mantiene en el 9%, pero las incorporaciones de capacidad renovable previstas por Iberdrola caen un 25%, hasta los 3 GW. Una tasa de ejecución que Iberdrola espera mantener hasta el final de la década.

Del gas al hidrógeno

Para BofA, los gasoductos como infraestructura son más inciertos. La demanda de gas natural en Europa enfrenta un declive estructural, con un uso cada vez menor de combustibles fósiles para la generación de electricidad.

Como tal, la electricidad proveniente de fuentes de energía renovables está desplazando a las centrales eléctricas a gas, y se espera que la tendencia continúe. Las inversiones en la infraestructura de gas tradicional deberían reducirse con el tiempo. Sin embargo, a veces pueden surgir matices, como en el caso de la crisis energética en Europa en 2022.

Estación de comprensión del Gasoducto Báltico en Estonia

"Dicho esto, los ciclos combinados (centrales de gas) son muy flexibles. Se pueden encender y apagar, mientras que las energías renovables no son tan seguras, lo que implica que todavía hay algún papel para el gas", señala el informe.

Para la entidad estadounidense, se seguirá usando gas natural en los próximos 10 a 15 años, ya que no todos los sectores de la economía pueden electrificarse. "Por lo que, para ser realistas, podemos esperar una combinación de varias fuentes de energía", incide. Sin embargo, cree que la economía del hidrógeno verde no está (todavía) ahí.

El hidrógeno verde no será más competitivo en términos de costes que el hidrógeno gris en Europa hasta 2040, según estimación de BofA. Es probable que lleve incluso más tiempo (posiblemente después de 2050) ser competitivo en términos de costes con el hidrógeno azul. Incluso en EEUU, el hidrógeno verde puede no ser más barato que la producción gris hasta 2030 como mínimo, incluidos los créditos fiscales del IRA.