COMUNICADO– España es, sin duda, una gran potencia de energía renovable. Las condiciones climáticas favorables y los ambiciosos objetivos gubernamentales han permitido un rápido aumento de generación renovable en la última década.

Las renovables representaron el 51% de la generación total de energía en 2022, en comparación con el 46% en Alemania y el 38% en el Reino Unido, y la capacidad instalada aumentó un 9% entre 2021 y 2022. Aurora Energy Research prevé que las renovables generarán 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 de energía 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 a los generadores de energía renovable y a los consumidores de electricidad, y están frenando el progreso hacia la descarbonización del sistema eléctrico, según el nuevo análisis de Aurora.

REE, el operador del sistema de transporte de España, 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.

Los servicios de control de voltaje son casi exclusivamente proporcionados por plantas de combustibles fósiles como el 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 millones de euros a los costes totales del sistema eléctrico de España en 2022, equivalente a 68 euros por hogar, según los cálculos de Aurora.

Los costes han aumentado significativamente en los últimos años, alcanzando 840 millones de euros en 2021, frente a los 530 millones de euros en 2020 y los 250 millones de euros 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 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 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 en aumento a medida que aumenta la capacidad de generación renovable intermitente: la reducción no compensada en España aumentó a 715 GWh en 2022, comparado a 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 millones de euros, 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 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, 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) aprobados 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 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.

Ana Barillas, Head of Iberia, Aurora Energy Research, comenta: “la congestión y otras limitaciones operativas en la red eléctrica representan un riesgo importante para el sector de energías renovables en España. Sin planificación e inversión para aliviar las restricciones técnicas en 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”.

Y agrega: “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”.

Por su parte, Alexandre Danthine, Research Lead, Iberia, Aurora Energy Research, sostiene que “si bien se necesitan inversiones en la infraestructura de la red para acomodar el aumento de las energías renovables en el sistema, 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”, precisa.

Finalmente, Christina Rentell, Senior Research Associate, Iberia, Aurora Energy Research, observa: “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.