715 GWh de vertidos en España en 2022 debido a que el sistema de transporte no crece al ritmo de la implantación de renovables

El sistema nacional de transmisión eléctrica en España no ha crecido al ritmo de la generación de energía renovable –las energías limpias representaron el 51% de la generación total en 2022, y Aurora Energy Research prevé que alcancen el 80% de la producción total de energía en 2030, por encima del objetivo del gobierno del 74%–, 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 a los generadores de energía renovable y a los consumidores de electricidad, y están frenando la descarbonización del sistema eléctrico, según Grid Constraints in Iberia: A Curtailment Threat or a Storage Opportunity?, un análisis de Aurora sobre las restricciones de la red en la Península Ibérica.

REE utiliza el mercado de Restricciones Técnicas para gestionar las restricciones de la red: los generadores participantes pueden hacer una oferta para aumentar su producción de energía cuando se necesita generación adicional para restaurar el nivel de voltaje 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.

El mercado de Restricciones Técnicas supuso 1.300 millones de euros que se suman a los costes totales del sistema eléctrico de España en 2022, lo que, según Aurora, equivale a 68 euros por hogar. Según Alexandre Danthine, Research Lead, Iberia, Aurora Energy Research, algunas centrales eléctricas ofertan precios de hasta 80.000 €/MWh en algunas horas.

Este mercado también implica que aquellos generadores que se ven obligados a reducir su producción de energía en la fase de Programa Diario Base de Funcionamiento (PDBF) no reciben compensación. Esta situación irá en aumento a medida que crezca la capacidad de generación renovable intermitente: los vertidos sin compensación en España aumentaron hasta 715 GWh en 2022, comparados con los 67 GWh en 2021.

Los volúmenes no se distribuyen de manera uniforme: se vierte 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. Como ejemplo, Aurora cita que 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 millones de euros, o aproximadamente el 9% de sus márgenes brutos totales, de enero a octubre de 2022 debido a los vertidos.

Soluciones: almacenamiento y mejora de la infraestructura

Las limitaciones de la red aumentarán hasta que se conviertan en una parte central de los procesos de planificación de proyectos de energía renovable e inversiones en infraestructura de transmisión y distribución.

El plan de inversión actual de REE prevé la instalación de 16,6 GW de energía renovable para 2026. 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 de energía renovable también deben considerar los efectos de vertidos de generación resultantes de congestión en la red en su planificación, ya que la ubicación de los proyectos lejos de las áreas de alta demanda de energía podría empeorar las limitaciones locales de la red.

Para Ana Barillas, Head of Iberia, Aurora Energy Research, “los sistemas de almacenamiento de energía podrían ofrecer una solución crítica a corto plazo […], 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”.

Christina Rentell, Senior Research Associate, Iberia, Aurora Energy Research, añade que “a medida que aumenta la capacidad instalada de generación renovable 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”, concluye.

No obstante, limitar los curtailments podría crear barreras para el desarrollo de las renovables, según un estudio publicado el pasado año por el Laboratorio Nacional de Energías Renovables de EE UU (NREL): el curtailment está mal visto porque representa una oportunidad perdida. Pero, a medida que el coste de las energías renovables sigue disminuyendo, también lo hace el coste de esa oportunidad perdida.

Otro informe de IEA-PVPS Task 16 publicado este año analiza el uso del “almacenamiento implícito” para transformar fuentes renovables intermitentes en generación firme. Demuestra que el del sistema eléctrico podría reducirse con un uso óptimo del exceso de capacidad y los vertidos dinámicos.“Los curtailments no son el enemigo”, concluye.