Fuente: Invertia
A falta de unos meses para cerrar el año, ya hay datos concluyentes sobre la caída de la rentabilidad de los parques renovables por el curtailment(reducción deliberada de la producción), la congestión de nudos o la caída de los precios por debajo de 20 euros/MWh en el mercado mayorista de electricidad.
En lo que va de año, el 24% de las horas de generación eléctrica ha dejado de ser rentable, especialmente para la eólica y la termosolar y, en menor medida, la fotovoltaica.
“Muchas veces el problema no es la falta de demanda, sino la sobretensión de los nudos, que puede ser por exceso de generación, porque hay muchos parques conectados alrededor, o incluso, en los meses de verano, por el calor”, explica a EL ESPAÑOL-Invertia Rodrigo García Ruiz, energy and risk management analysis manager en Optimize Energy.
“El curtailment renovable se está convirtiendo en un desafío crítico para el sector energético”, explica.
Aragón y Extremadura
Esta reducción de la generación vertida a la red es especialmente significativa para la eólica en el nudo de Zaragoza y para la fotovoltaica en varios nudos de Badajos y Cáceres, es decir, en un punto eléctrico en el que confluyen tres o más líneas eléctricas o transformadores con el mismo nivel de tensión.
Los cálculos del curtailment se han hecho con datos de las restricciones técnicas después del diario (PDVP en sus siglas), es decir, cuando el operador del sistema, Red Eléctrica (REE), les pide bajar o parar la producción de un parque porque un nudo concreto ya está saturado.
Tiene sentido. Aragón ha apostado por la energía eólica como ninguna otra comunidad autónoma en España y se ha convertido en la primera comunidad autónoma en producir más energía eólica que su consumo interno. De hecho, ya es la segunda región de nuestro país con más potencia eólica instalada (5.246,3 MW) -datos de marzo pasado de Redeia-, solo por detrás de Castilla y León, tradicionalmente la más eólica de todas las regiones.
Y Extremadura es la comunidad autónoma líder en producción eléctrica con solar fotovoltaica en 2023, con una producción de 9.167 GWh, que supone un incremento del 31,8% respecto al año anterior. Así, esta tecnología fue responsable del 30,8% del mix extremeño.
Recortes de más del 15%
“Por ejemplo, el curtailment de energía eólica ha crecido de manera alarmante, pasando de menos de 100 GWh en 2021 a casi 700 GWh en 2023 (y con solo 9 meses de datos, 2024 ya apunta a superar este total)”, continúa el experto de Optimize Energy.
“De forma similar, el curtailment solar fotovoltaico alcanzó su pico en 2023, con cerca de 430 GWh, lo que subraya la necesidad de actuar. Una mención especial merece la solar térmica, donde en algunos meses se ha visto afectada por más de un 15% de su producción debido a este fenómeno”.
“Al tener las sales térmicas, se considera una tecnología gestionable y se corta antes que la fotovoltaica o la eólica”, puntualiza.
Por ejemplo, en lo que llevamos de 2024 ya se han acumulado más de 761 horas con precios cero o negativos, lo que representa casi un 9% de las horas del año. “Y si ampliamos el análisis a rangos de precios bajos (entre 5 euros/MWh y 20 euros/MWh), estas horas se disparan al 18% y 24% del total anual respectivamente”, añade.
Previsiones para 2025
El problema no es 2024, sino lo que pueda ocurrir en los próximos años sin almacenamiento, ampliación y modernización de la infraestructura de la red, mejora del rol de la demanda o una regulación adecuada, según apunta Rodrigo García Ruiz.
“En julio, el 2,6% de la eólica no vertió a red. Esto es, sobre todo, en las horas nocturnas, donde los precios además son más elevados. Esto significa que hay activos que podrían estar perdiendo hasta el 20% de su producción“, dice.
“El gran reto ahora para los inversores es cómo modelizar el impacto de este fenómeno en las rentabilidades de sus proyectos, especialmente en un entorno de precios bajos que cada vez está siendo más habitual”, concluye.