Los problemas de gestión de la red eléctrica generan costes adicionales a los consumidores españoles
En los últimos años, el sistema de transporte de electricidad de España no ha crecido a un ritmo comparable al de las energías renovables, apareciendo áreas donde las redes de transmisión y distribución locales no tienen la capacidad de entregar la energía disponible a los consumidores, lo que puede provocar la interrupción de la generación, o vertidos. Según un nuevo análisis de Aurora Energy Research, los vertidos de energía solar y eólica aumentaron más de diez veces en 2022 con respecto a 2021.
España es, sin duda, una gran potencia renovable. Las condiciones climáticas favorables y los ambiciosos objetivos gubernamentales han permitido un rápido aumento de la generación renovable en la última década. De hecho, en España, las renovables representaron el 51% de la generación total de energía en 2022, en comparación con el 46% en Alemania o el 38% en Reino Unido, y la capacidad instalada aumentó un 9% entre 2021 y 2022. Aurora Energy Research prevé que las renovables representarán el 80% de la producción total de energía en 2030, superando el objetivo del gobierno del 74%.
El sistema nacional de transmisión eléctrica no ha crecido al ritmo de la generación renovable, lo que resulta en períodos cada vez más frecuentes en los que, en ciertas áreas, la generación de electricidad supera la capacidad de transporte y no puede entregarse a los consumidores. Estas restricciones suponen un coste para los generadores de energía renovable y para los consumidores de electricidad, y están frenando el progreso hacia la descarbonización del sistema eléctrico, según el nuevo análisis de Aurora, Grid Constraints in Iberia: A Curtailment Threat or a Storage Opportunity?
REE, operador y transportista único del sector eléctrico español, utiliza el mercado de Restricciones Técnicas para gestionar las restricciones de la red. Los generadores participantes pueden ofertar para aumentar su producción de energía cuando se necesita generación adicional para restaurar el nivel de tensión correcto del sistema, y todos los participantes pueden recibir la orden de recortar la generación cuando el suministro amenaza con superar la capacidad local del sistema de transporte. Los servicios de control de tensión son proporcionados, casi exclusivamente, por plantas de combustibles fósiles, gas y carbón. Este 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 entre el 3% y el 4% de la demanda de electricidad peninsular.
El mercado de Restricciones Técnicas agregó 1.300 M€ a los costes totales del sistema eléctrico de España en 2022, equivalente a 68 € por hogar, según los cálculos de Aurora. Los costes han aumentado significativamente en los últimos años, alcanzando 840 M€ en 2021, frente a los 530 M€ en 2020 y los 250 M€ en 2019. Si bien el mercado proporciona valiosas fuentes de ingresos adicionales para los generadores, los beneficios no se distribuyen equitativamente. Entre julio de 2021 y octubre de 2022, dieciséis generadores ganaron más de 20 M€ 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 plantas.
El mercado de Restricciones Técnicas también pone a algunos generadores en riesgo de perder dinero: los generadores obligados a reducir su producción de energía en la fase de Programa Diario Base de Funcionamiento (PDBF) no reciben compensación. Estas instrucciones están aumentado a medida que aumenta la generación renovable intermitente: la reducción no compensada en España aumentó a 715 GWh en 2022, en comparación con 67 GWh en 2021.
Los volúmenes no se distribuyen de manera uniforme: se reduce más energía en regiones con alta capacidad de generación renovable en comparación con la demanda de electricidad, y con una capacidad de transmisión local insuficiente para transportar el exceso de energía a los consumidores de otras regiones. Una planta de energía solar fotovoltaica de 50 MW ubicada en Soria, donde la baja densidad de población resulta en un suministro de energía disponible que supera con frecuencia la demanda regional, habría perdido 1,5 M€, o aproximadamente el 9% de sus márgenes brutos totales, de enero a octubre de 2022 debido a la reducción, según el modelo de Aurora.
Las limitaciones de la red aumentarán hasta convertirse en una parte central de los procesos de planificación de proyectos renovables e inversiones en infraestructura de transmisión y distribución. El plan de inversión actual de REE prevé la instalación de 16,6 GW renovables para 2026, muy por debajo de la capacidad prevista de España, ya que, a partir del 25 de enero de 2023, los proyectos de energía renovable planificados y con Declaración de Impacto Ambiental (DIA) aprobada suman más de 60 GW. Las instalaciones no consideradas por REE añadirían presión adicional a la red.
Una vez que los planes de inversión en la red reflejen mejor el crecimiento de generación renovable previsto en España, REE podrá prevenir un incremento en los problemas de gestión de la red considerando las limitaciones actuales y previstas al otorgar permisos de acceso. Los desarrolladores de proyectos renovables también deben considerar en su planificación el efecto de los vertidos de generación por congestión de la red, ya que ubicar los proyectos lejos de las áreas de alta demanda de energía, podría empeorar las limitaciones locales de la red.
Ana Barillas, Head of Iberia, Aurora Energy Research, comenta:
“La congestión y otras limitaciones operativas de la red eléctrica representan un riesgo importante para el sector renovable en España. Sin planificación e inversión para aliviar las restricciones técnicas de la red, los vertidos de energía renovable aumentarán, amenazando los retornos de los desarrolladores e inversores, y por lo tanto la inversión en futuros proyectos. Los sistemas de almacenamiento de energía podrían ofrecer una solución crítica a corto plazo, almacenando energía que de otro modo se vertería durante los períodos en que la red está saturada. Sin embargo, la solución a largo plazo requiere de grandes inversiones en la red que permitan maximizar la integración de las renovables en el sistema eléctrico.”
Alexandre Danthine, Research Lead, Iberia, Aurora Energy Research, comenta:
“Si bien se necesitan inversiones en la infraestructura de la red para acomodar en el sistema el aumento de las energías renovables, también es necesario examinar el diseño del mercado utilizado para resolver problemas de congestión. Dado que el mercado de Restricciones Técnicas funciona bajo un sistema de pagos por oferta y ubicación, estas barreras de entrada limitan la competencia, permitiendo que algunas centrales eléctricas se beneficien, pese al elevado coste que conlleva para los consumidores, ofertando precios de hasta 80.000 €/MWh en algunas horas.”
Christina Rentell, Senior Research Associate, Iberia, Aurora Energy Research, comenta:
“A medida que aumenta la capacidad renovable instalada y empeoran las restricciones en la red eléctrica, los volúmenes del mercado de Restricciones Técnicas seguirán creciendo. La evolución a futuro dependerá tanto de factores fundamentales como políticos, tales como el crecimiento de la demanda eléctrica, la creciente participación de activos flexibles, como baterías o electrolizadores, y el resultado de la revisión de los Procedimientos Operativos pertinentes. En cualquier caso, no esperamos que los vertidos se remuneren en el futuro, lo que significa que los desarrolladores de energías renovables deberán evaluar el impacto de las pérdidas en sus planes de inversión.”
