España 'gana' el bronce europeo en recortes de producción renovable por la congestión de la red eléctrica

El regulador ACER insta a maximizar la capacidad de las interconexiones transfronterizas como, por ejemplo, la que hay entre España y Francia, con el fin de recortar los 'curtailments' y rebajar los costes para toda la Unión Europea.
Red eléctrica.
Torres eléctricas de alta tensión.
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Red eléctrica.

España se sitúa como el tercer país europeo con más recortes de producción renovable como consecuencia de la congestión de la red eléctrica, con un 1,8% sobre el total de la generación 'verde' de 2023 (134.321 GWh) y tan solo por detrás de Alemania (4,01%) y Croacia (1,19%).  En la jerga este fenómeno se conoce como 'curtailment' y se da cuando Red Eléctrica -en calidad de operador del sistema- ordena que las instalaciones renovables dejen de generar durante un periodo de tiempo. Se produce principalmente por motivos económicos o 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 de electricidad supera notablemente al consumo.

La Agencia Europea para la Cooperación de los Reguladores de Energía (ACER) pone de relieve en su último informe (Transmission capacities for cross-zonal trade of electricity and congestion management in the EU) que la red eléctrica de la UE está cada vez más congestionada. El coste para la Unión Europea (UE) por aplicar medidas correctoras fue de 4.260 millones de euros para un total de energía de 52,28 teravatios hora (TWh). El monto bajó un 21,12% respecto al ejercicio precedente debido a que los precios de la electricidad volvieron a niveles previos a la crisis energética.

Bajo este escenario, en España, el coste de las restricciones superó en abril por primera vez en la historia al del precio de la electricidad en el mercado mayorista, tal y como publicó La Información. Fuentes del sector explican que la evolución del coste de los mercados de ajuste irá en aumento, lo que resulta paradójico porque a más renovables y a más barata la energía, más servicios de ajuste y más caros. En esta línea, desde el sector indican que la intermitencia inherente a la producción renovable, sumada a la diversificación de sus ubicaciones y las restricciones propias de la red eléctrica, conlleva un aumento en los costes de los servicios de ajuste necesarios para asegurar la estabilidad de la red eléctrica.

Gran hito en un momento desafortunado

Desde el sector vienen advirtiendo así de que el hito de producción renovable -España generó más de la mitad de su electricidad mediante energías 'verdes'- coincide con una "preocupante contracción de la demanda eléctrica", en un momento en el que el número de proyectos-sobre todo solares fotovoltaicos- que se espera para los próximos años es prácticamente incontable. 

"Se habla, en general, bastante menos de lo que se debería sobre los 'curtailments', respecto del problema que puede haber si no somos capaces de reforzar, rediseñar o permitir incluso una mayor cuota de inversión de los distribuidores en la red para dar entrada a toda la renovable proyectada. Creo que es un problema que va a ir a mayores si no lo solucionamos pronto, ya que disponer de nuevas redes de transporte y distribución es bastante más lento que instalar parques de generación renovable", señala a este medio el director de operaciones de Enerjoin, Carlos Martín.

Martín pone de relieve que las instalaciones renovables se están concentrado, como es lógico, en las zonas con mejores recursos, como pueden ser Extremadura, Castilla-La Mancha, Castilla y León y Aragón, mientras que otras regiones como Cataluña, País Vasco o Asturias siguen teniendo un gran consumo y allí, por unas razones u otras, no se está dando una fuerte inversión en renovables. 

"A estas zonas hay que transportar igualmente la energía por lo que podrá llegar un momento en el que habría que incrementar los recortes en generación renovable en algunos nodos porque no seamos capaces de trasladar la energía donde está el consumo real, produciendo el famoso 'curtailment'. Y esto es muy relevante. Por hacernos una idea, en lo que va de año llevamos 22.290 GWh de producción fotovoltaica y perdiésemos un 2% de esa energía, por poner una referencia, supondría perder unos 445 GWh renovable libre de emisiones. ¿Esto es mucho o poco? Pues en lo que va de año, llevamos consumidos 143.700 GWh, por lo que este teórico 'curtailment' 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 que el problema de falta de demanda no solo podrá dejar sin señal de precio al mercado eléctrico de cara a los futuros proyectos renovables, sino que también provocará una menor utilización de los mismos que la prevista en los planes financieros de los distintos promotores. En este sentido, desde ACER también instan a maximizar la capacidad de las interconexiones transfronterizas como, por ejemplo, la que hay entre España y Francia. La interconexión a través de un cable submarino por el Golfo de Vizcaya permitirá aumentar la capacidad de intercambio de electricidad desde los 2.800 MW actuales hasta los 5.000 MW.

Según el Gobierno, esta nueva interconexión responde a la necesidad de un aumento de capacidad de intercambio entre  ambos países con objeto de disminuir el aislamiento del territorio nacional frente al resto del sistema europeo, aumentar la seguridad del sistema, facilitar la integración de energías renovables en el sistema ibérico y contribuir a que el Mercado Ibérico de la Electricidad forme parte del Mercado Interno de la Electricidad promovido por la Comisión Europea.

España suspende (por mucho) en interconexión 

Actualmente, la interconexión que permite intercambiar energía a España con el resto de los países miembros de la UE, excepto Portugal, se realiza a través de Francia y alcanza el 2,8%. Aun contando con la interconexión con el país vecino, se queda en un escaso 5%. El Ejecutivo comunitario recomendó a todos los países alcanzar ya en 2020 un mínimo del 10% 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 permita un suministro eléctrico más seguro, limpio y económicamente eficiente.

Asimismo, hay otros dos proyectos de interconexión a través de Navarra y Aragón, pero que no cuentan con el aval de la CNMC francesa (la Commission de régulation de l'énergie). Sin embargo, un informe de la Red Europea de Gestores de Redes de Transporte de Electricidad (Entso-e) cuantifica en 132 millones de euros el ahorro anual de costes para el sistema eléctrico europeo a 2030 por cada una de las interconexiones, es decir, 364 millones de euros por ejercicio.

Antonio Martos Villar
Redactor de Energía

Graduado en Periodismo por la Universidad Rey Juan Carlos, di mis primeros pasos en la agencia Europa Press para luego escribir en el periódico económico Cinco Días, donde me tocó hacer un curso intensivo sobre Energía. También he pasado por la redacción de The Objective y aprendí sobre finanzas en HelpMyCash. Ahora, formo parte de La Información.

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