España ‘gana’ el bronce europeo en recortes de producción renovable por la congestión de la red – .

España es el tercer país europeo con más recortes de producción renovable como consecuencia de la congestión de la red eléctrica, con un 1,8% de la generación ‘verde’ total en 2023 (134.321 GWh) y solo por detrás de Alemania (4,01%) y Croacia (1,19%). En la jerga este fenómeno se conoce como ‘reducción’ Se produce cuando Red Eléctrica, como operador del sistema, ordena a las instalaciones renovables que dejen de generar durante un periodo de tiempo. Esto se produce principalmente por razones económicas o por falta de capacidad de la red, y en ambos casos está motivado por un desajuste entre la oferta y la demanda, es decir, momentos en los que la producción eléctrica supera significativamente el consumo.

El Agencia Europea para la Cooperación de los Reguladores de la Energía (ACER) Lo más destacado en su último informe (Capacidades de transmisión para el comercio interzonal de electricidad y la gestión de la congestión en la UE) que la red eléctrica de la UE está cada vez más congestionada. El coste para la Unión Europea (UE) de aplicar medidas correctivas fue de 4.260 millones de euros para una producción total de energía de 52,28 teravatios hora (TWh). La cantidad se redujo un 21,12 % en comparación con el año anterior, ya que los precios de la electricidad volvieron a los niveles anteriores a la crisis energética.

Bajo este escenario, en España, el coste de las restricciones superó en abril por primera vez en la historia al precio de la electricidad en el mercado mayorista, según publica La Información. Fuentes del sector explican que el Evolución de los costes de ajuste de los mercados seguirá aumentando, lo que resulta paradójico porque cuanto más renovables hay, más barata es la energía, más servicios de ajuste hay y más caros son. En este sentido, el sector indica que la intermitencia inherente a la producción renovable, sumada a la diversificación de sus localizaciones y a las restricciones propias de la red eléctrica, conlleva un aumento de los costes de los servicios de ajuste necesarios para asegurar la estabilidad de la red eléctrica.

Un gran hito en un momento desafortunado

El sector viene alertando de que el hito de producción renovable –España generó más de la mitad de su electricidad a través de energía ‘verde’– coincide con un “Preocupante contracción de la demanda eléctrica”en un momento en el que el número de proyectos – especialmente solares fotovoltaicos – previstos para los próximos años es prácticamente incontable.

“En general, se habla mucho menos de lo que debería de ‘recortes’, en relación al problema que puede surgir si no somos capaces de reforzar, rediseñar o incluso permitir una mayor cuota de inversión de las distribuidoras en la red para dar cabida a toda la energía renovable proyectada. Creo que es un problema que se va a agravar si no lo solucionamos pronto, ya que tener nuevas redes de transmisión y distribución es mucho más lento que instalar parques de generación renovable”, dijo a este diario el director de operaciones de Enerjoin. Carlos Martin.

Martín destaca que las instalaciones renovables se concentran, lógicamente, en zonas con mejores recursos, como Extremadura, Castilla-La Mancha, Castilla y León y Aragón, mientras que otras regiones como Cataluña, País Vasco o Asturias siguen teniendo un alto consumo y allí, por una razón u otra, no hay una fuerte inversión en renovables.

“También hay que transportar energía a esas zonas, por lo que puede llegar un momento en el que tengamos que aumentar los recortes de generación renovable en algunos nodos porque no somos capaces de trasladar la energía a donde está el consumo real, produciéndose el famoso ‘curtailment’. Y esto es muy relevante. Para que nos hagamos una idea, en lo que va de año tenemos 22.290 GWh de producción fotovoltaica y si perdiéramos el 2% de esa energía, por dar una referencia, supondría perder unos 445 GWh de energía renovable libre de emisiones. ¿Es mucho o poco? Pues en lo que va de año, hemos consumido 143.700 GWh, por lo que ese ‘curtailment’ teórico podría suponer en torno al 60% del consumo nacional de un día. Y recordemos que para cumplir con el PNIEC hay que duplicar la potencia solar actual”, argumenta.

¿Qué pasa con la interconexión con Francia?

El director de operaciones de Enerjoin señaló que el problema de la falta de demanda no solo podría dejar al mercado eléctrico sin señal de precio para futuros proyectos renovables, sino que también provocaría un menor uso de los mismos que el previsto en los planes financieros de los diferentes promotores. En este sentido, ACER insta también a maximizar la capacidad de las interconexiones transfronterizas como, por ejemplo, la existente entre España y Francia. La interconexión a través de una Cable submarino a través del Golfo de Vizcaya Esto aumentará la capacidad de intercambio de electricidad de los 2.800 MW actuales a 5.000 MW.

Según el Gobierno, esta nueva interconexión responde a la necesidad de incrementar la capacidad de intercambio entre ambos países para reducir el aislamiento del territorio nacional frente al resto del sistema europeo, aumentar la seguridad del sistema, facilitar la integración de las energías renovables en el sistema ibérico y contribuir a que el Mercado Ibérico de Electricidad pase a formar parte del Mercado Interior de Electricidad impulsado por la Comisión Europea.

España fracasa (con diferencia) en interconexión

En la actualidad, la interconexión que permite a España intercambiar energía con el resto de países miembros de la UE, excepto Portugal, se realiza a través de Francia y alcanza el 2,8%. Incluso teniendo en cuenta la interconexión con el país vecino, se queda en un exiguo 5%. El Ejecutivo comunitario recomendó a todos los países alcanzar un mínimo del 10% en 2020 y, actualmente, la meta establecida para 2030 se eleva al 15%. Todo ello con el objetivo de acabar con los sistemas aislados y promover una Red unificada que permite un suministro eléctrico más segurolimpio y económicamente eficiente.

Existen otros dos proyectos de interconexión a través de Navarra y Aragón, pero no cuentan con el respaldo de la CNMC francesa (Comisión de regulación de la energía). Sin embargo, un informe de la Red Europea de Operadores de Redes de Transporte de Electricidad (Entso-e) estima en 132 millones de euros anuales el ahorro de costes para el sistema eléctrico europeo en 2030 por cada una de las interconexiones, es decir, 364 millones de euros al año.

 
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