Los vertidos de energías verdes tocan máximos históricos y equivalen ya a toda la producción fotovoltaica española de tres meses
Las redes eléctricas europeas no dan abasto. La ingente cantidad de nueva potencia renovable para atender los ambiciosos objetivos de descarbonización está poniendo en un brete a los anquilosados sistemas de transmisión de electricidad. El transporte, a través de unas redes eléctricas a todas luces insuficientes necesitan una modernización y desarrollo que, por ahora, no llega.
España, que presume de su liderazgo renovable apoyada en unas condiciones geográficas y meteorológicas óptimas, es uno de los países más afectados por el fenómeno de los vertidos de energía, generada pero que no puede acumularse ni integrarse a la red.
El llamado «curtailment» implica un desperdicio de energía o una producción renovable por debajo de la capacidad potencial como consecuencia de la congestión de la red. Las derivadas de estos vertidos no se traducen exclusivamente en problemas técnicos y operativos, sino también acarrean implicaciones económicas y ambientales severas.
Según un informe reciente de la Agencia Europea para la Cooperación de los Reguladores de Energía (ACER), durante 2023 se recortaron más de 12 teravatios hora de electricidad procedente de fuentes de energía renovable en la Unión Europea debido a la congestión de las redes, con un coste económico de nada menos que 4.260 millones de euros.
La energía desperdiciada equivale a toda la producción fotovoltaica española correspondiente a tres meses y alcanzó un máximo histórico que irá a más si no se pone remedio al insuficiente desarrollo de las infraestructuras.
Aunque Alemania lidera el podio en los vertidos europeos, con un 4% de desperdicio energético, España no está muy lejos y ocupa el tercer lugar con una tasa del 1,8% de energía desperdiciada, 134.321 gigavatios hora en 2023.
Aunque el porcentaje todavía se considera «manejable», la patronal de los reguladores europeos advierte de que cada megavatio-hora de energía renovable desperdiciado es reemplazado en gran parte por energía de combustibles fósiles –gas principalmente, pero también carbón–, agravando los problemas medioambientales y contraviniendo los objetivos de la transición energética.
Estos vertidos se producen cuando el gestor de la red, Red Eléctrica ordena que las instalaciones renovables dejen de generar durante un periodo de tiempo debido a desajustes entre la oferta y la demanda de electricidad.
En abril de 2023, el costo de las restricciones en España superó por primera vez en la historia al del precio de la electricidad en el mercado mayorista. Este hito histórico subraya la urgencia de la situación. Con la creciente adopción de energías renovables, especialmente solar fotovoltaica, se espera que los costos de los mercados de ajuste sigan aumentando.
La paradoja que provoca esta congestión es que a medida que más energía renovable y barata se integra en el sistema, los costes de los servicios de ajuste necesarios para asegurar la estabilidad de la red se encarecen.
La intermitencia de la producción renovable, combinada con la diversificación de sus ubicaciones y las restricciones propias de la red eléctrica, han llevado a un aumento en esos costes de los servicios de ajuste. Desde el sector, se advierte de que la producción renovable récord de España –que ya alcanzó el hito de generar más de la mitad de su electricidad mediante energías «verdes»– coincide con una preocupante contracción de la demanda eléctrica.
Con un número incalculable de proyectos solares fotovoltaicos previstos para los próximos años el tapón administrativo de proyectos en espera de conexión a la red crece a diario, con lo que la situación solo puede empeorar si no se amplían las redes.
La modernización y expansión de la red de transmisión es clave esenciales para aliviar la congestión actual y permitir un mayor transporte de electricidad desde áreas con alta penetración de energías renovables. Esta inversión no solo reducirá los "curtailments", sino que también mejorará la estabilidad y fiabilidad del suministro eléctrico.
Sin embargo, actualmente estas inversiones están limitadas por Ley, aunque se trabaja ya en un rediseño de unas políticas regulatorias que, en opinión del Foro Libre Mercado, necesitan tener en cuenta las necesidades de electrificación de la industria y la sociedad.
«Solo un marco normativo flexible que contemple inversiones anticipadas y una planificación eficiente y moderna de las redes nos permitirán alcanzar los objetivos climáticos y económicos y garantizar la competitividad de nuestra industria», señala el Foro, que ha presentado alegaciones durante el periodo de consulta para el Real Decreto que modificará el actual límite de las inversiones en redes de transporte y distribución de electricidad.
El sector demanda que, además de permitir una mayor cuota de inversión de los distribuidores en la red para dar entrada a toda la energía renovable proyectada, las zonas de expansión renovable deberían ser reconfiguradas para reflejar de manera más precisa el coste real de las posibles congestiones, incentivando la instalación de futuras generaciones y activos de demanda donde más se necesiten. Las empresas afectadas por este creciente fenómeno inciden en que la transición hacia un sistema energético más sostenible requiere una infraestructura de red a la altura.
Los vertidos o «curtailment» no compensados representaron más del 1% de la generación renovable total también en 2022. Sin embargo, estas reducciones varían según la ubicación, y en algunas provincias las tasas superan el 10%. Así, los vertidos de energía solar fotovoltaica se producen en mayor medida en Badajoz, Cáceres y Ciudad Real, con una media de 86 GWh en 2022.
