Fuente: El Periódico de la Energía
España es sin duda una superpotencia en energías renovables. Las favorables condiciones meteorológicas y los ambiciosos objetivos gubernamentales han permitido un rápido crecimiento en la última década. Las energías renovables representaron el 51% de la generación total de electricidad en 2022, frente al 46% de Alemania y el 38% del Reino Unido, y la capacidad instalada aumentó un 9% interanual. Se prevé que las renovables generen el 80% de la producción eléctrica total en 2030, superando el objetivo del Gobierno del 74%.
El sistema nacional de transporte de electricidad no se ha ampliado en consonancia con la generación de energía renovable: un número cada vez mayor de instalaciones de generación se conectan a un número desproporcionado de instalaciones de transporte, lo que da lugar a períodos cada vez más frecuentes en los que, en determinadas zonas, la generación de electricidad supera la capacidad de las instalaciones de transporte locales y no puede suministrarse a los consumidores.
Según un nuevo análisis, estas limitaciones suponen un coste para los generadores de energías renovables y los consumidores de electricidad, y ralentizan el avance hacia el Net Zero.
REE, el gestor de la red de transporte española, utiliza el mercado de restricciones técnicas para gestionar las restricciones de la red. Los generadores participantes pueden pujar para aumentar su potencia cuando se necesite generación adicional para restablecer el nivel de tensión correcto del sistema, y todos los participantes pueden recibir instrucciones para reducir la generación cuando el suministro amenace con superar la capacidad local del sistema de transporte.
Los servicios de control de tensión son prestados casi en su totalidad por centrales eléctricas de gas y carbón: el mercado representó entre el 7 y el 15% de las emisiones anuales de CO2 del sector eléctrico entre 2017 y 2021, a pesar de suministrar solo el 3-4% de la demanda eléctrica peninsular.
Suben los costes del sistema
El mercado de restricciones técnicas ha añadido 1.300 millones de euros a los costes totales del sistema eléctrico español en 2022, soportados por los consumidores y equivalentes a 68 euros por hogar. Los costes han aumentado considerablemente en los últimos años, alcanzando un total de 840 millones de euros en 2021, frente a los 530 millones de euros de 2020 y los 250 millones de euros de 2019.
Aunque el mercado proporciona valiosas fuentes de ingresos adicionales para los generadores, los beneficios no se reparten de manera uniforme: entre julio de 2021 y octubre de 2022, dieciséis centrales eléctricas ganaron más de 20 millones de euros en la fase de tiempo real del mercado, lo que representa el 53% de los ingresos totales obtenidos en esta fase, según Aurora. El 47% restante se distribuyó entre 136 centrales.
El mercado de restricciones técnicas también expone a algunos generadores al riesgo de perder dinero: no se compensa a los generadores a los que se ordena reducir su producción en la fase del mercado del día anterior. Estas instrucciones van en aumento a medida que aumenta la capacidad de generación renovable intermitente: las restricciones no compensadas en España aumentaron a 715 GWh en 2022 desde 67 GWh en 2021.
Es decir, que se ha más que multiplicado por 10 los vertidos y se han tenido que apagar más centrales de renovables en su mayor parte.
Los volúmenes no se distribuyen uniformemente: se restringe más energía en regiones con una alta capacidad de generación renovable en comparación con la demanda de electricidad, y una capacidad de transmisión local insuficiente para transportar el exceso de energía a los consumidores de otras regiones.
Una central solar fotovoltaica de 50 MW situada en Soria, donde la baja densidad de población hace que el suministro de energía disponible supere con frecuencia la demanda regional, habría perdido 1,5 millones de euros, o aproximadamente el 9% de sus márgenes brutos totales, en enero-octubre de 2022 debido a las restricciones, según muestra la modelización de Aurora.
Las restricciones de la red, un elemento central en los procesos de planificación
Las restricciones de la red aumentarán hasta convertirse en un elemento central de los procesos de planificación de proyectos de energías renovables e inversiones en infraestructuras de transporte. El actual plan de inversiones de REE prevé 16,6 GW de instalaciones renovables para 2026, muy por debajo de la capacidad de transporte de España; a 25 de enero de 2023, los proyectos de energía renovable previstos, que suman más de 60 GW, habían recibido la Evaluación de Impacto Ambiental. Las instalaciones no contabilizadas por REE supondrían una carga adicional para la red.
Una vez que los planes de inversión de la empresa reflejen mejor la cartera de proyectos de España, REE podrá aliviar aún más la presión potencial sobre la red teniendo en cuenta las limitaciones actuales y previstas a la hora de conceder el acceso. Los promotores de proyectos de energías renovables también deben tener en cuenta las posibles limitaciones en su planificación: ubicar los proyectos lejos de las zonas de gran demanda de energía agravaría las limitaciones de la red local.
“Las restricciones de la red suponen un grave riesgo para el sector de las energías renovables en España. Sin planificación e inversión para aliviar las restricciones, aumentarán los recortes, amenazando la rentabilidad de posibles promotores e inversores e impidiendo potencialmente que los proyectos obtengan capital. Los sistemas de almacenamiento de energía podrían ofrecer una solución crítica a corto plazo, almacenando la energía que de otro modo se vería restringida durante los periodos en los que los activos de transmisión locales están limitados, pero se necesitarán grandes inversiones en la red a largo plazo para que el sistema sea capaz de integrar eficazmente las energías renovables”.
“Aunque se necesitan inversiones en infraestructuras de red para acomodar la afluencia de renovables al sistema, el diseño del mercado utilizado para resolver los problemas de congestión también debe ser analizado. El mercado de restricciones técnicas es un mercado de pago por ubicación. Esto crea una barrera de entrada que limita la competencia, permitiendo a unas pocas centrales eléctricas pujar tan alto como 80.000 €/MWh en algunas horas, a pesar de los altos costes para los consumidores”.
“A medida que aumente la capacidad de generación renovable instalada y empeoren las restricciones de la red, el mercado de restricciones técnicas seguirá creciendo. La evolución dependerá de factores tanto fundamentales como políticos, como el crecimiento de la demanda eléctrica, la creciente participación en el mercado de activos flexibles como baterías o electrolizadores, y el resultado de la revisión en curso de los Procedimientos de Operación pertinentes. En cualquier caso, no esperamos que el recorte se remunere en el futuro, lo que significa que los promotores de renovables tendrán que evaluar el impacto de las pérdidas por recorte en sus casos de negocio”.