Badajoz desbanca a Zaragoza en vertidos renovables en 2024

España sigue desperdiciando electricidad renovable. El exceso de producción de este tipo de energías en comparación con la demanda energética, así como la incapacidad de la red para absorber toda la energía producida en un nodo específico, está provocando que Red Eléctrica se vea obligada a parar, total o parcialmente, algunas centrales eólicas o solares para evitar que se congestione el sistema.

Esta situación, conocida como vertidos económicos en el caso de que se produzca un exceso de generación eléctrica en el conjunto del sistema y vertidos técnicos o curtailment en el caso de que se produzca en un nodo eléctrico en concreto, ha existido siempre, pero de manera testimonial; sin embargo, en los últimos cuatro años, los curtailment han aumentado exponencialmente.

En 2024 el volumen total de restricciones técnicas a bajar ha sido de 2,4 TWh, lo que supone el 1% del consumo nacional, apuntan desde AFRY. La energía eólica fue la más afectada por las restricciones técnicas con 1,3 TWh, lo que supone un aumento del 29% respecto al año anterior (1 TWh), mientras que la solar fotovoltaica experimentó restricciones técnicas por un total de 0,34 TWh, un 50% menos en comparación con 2023 (0,7 TWh) y que supone el 0,78% de la fotovoltaica generada el pasado año.

Los vertidos económicos también están teniendo un reflejo en los precios -en ocasiones negativos- en el mercado mayorista de electricidad. En 2024 hemos tenido en total 784 horas a precio cero o negativo -alrededor del 9% de las horas del año-, de las que en 696 horas hubo producción solar significativa, apuntan desde UNEF. Si tenemos en cuenta que el número de horas al año con producción fotovoltaica significativa es de 3.995, tenemos que un 17% de las horas en las que la fotovoltaica produce sería a precio cero o negativo, lo que representa el 20% de la energía solar producida.

Sin embargo, a pesar de la mayor producción renovable, los vertidos en 2024 se han reducido porcentualmente respecto al año anterior "debido, por un lado, a una mejor operación por parte de las instalaciones renovables que aprovechan los mercados de balance (secundaria y terciaria) para reducir potencia sin necesidad de que les reduzcan la potencia a través de restricciones técnicas y, por otro lado, a una mejora en las infraestructuras y la operación de la red de transporte según la planificación vigente, a lo que se suma una mejor distribución de la nueva generación renovable, al entrar en operación nuevas instalaciones en zonas en las que no había mucho volumen", afirma Héctor de Lama, director técnico de UNEF.

El origen de este problema, afirma José María González Moya, director general de Appa Renovables, es que "hemos trabajado mucho en la parte de la oferta, pero no lo hemos hecho en la parte de la demanda". Desde 2019, apunta Moya, "hemos incorporado más de 6 GW de eólica y cerca de 23 GW de fotovoltaica. En total, contamos con un 19,3% más de potencia instalada total en el sistema que en 2019 y la demanda eléctrica se ha contraído en este tiempo un 6,6%". Por poner cifras, y teniendo en cuenta que una cosa es la potencia y otra la potencia disponible, "tenemos más de 130 GW de potencia instalada. La potencia instantánea máxima necesaria en 2019 fue de 40,4 GW y la de 2024 fue de 38,2 GW", añade el representante de la asociación.

En comparación con otros mercados con una alta proporción de generación de renovables variables (solar + eólica), España ha logrado mantener en los últimos siete años las restricciones técnicas relativamente bajas y, actualmente, es el país a nivel mundial que menos vertidos eléctricos tiene en relación al porcentaje renovable dentro del su mix eléctrico, según se desprende del Renewables Analysis and Forecast 2024 de la Agencia Internacional de la Energía (AIE).

El incremento de vertidos y las horas a precio cero afectan a todo el sector, pero de forma desigual. "El precio capturado por eólica y fotovoltaica tuvo una diferencia en 2024 de 10 €/MWh y el apuntamiento fue de 0,88 para la eólica y 0,72 para la fotovoltaica; sin embargo, esta no es la principal preocupación, lo es la evolución a futuro de estos datos", explica Moya.

Datos por provincias

Las restricciones técnicas suelen producirse durante los meses de verano, como resultado de una mayor producción solar y por la disminución de la capacidad de transporte como resultado del menor límite térmico de las líneas eléctricas debido a las temperaturas más altas.

Hasta octubre de 2024, tal y como recoge Aurora Energy Research en su nuevo informe, Badajoz ha sido la provincia con el mayor volumen de vertidos renovables identificados, con un total de 177 GWh recortados, desbancando así a Zaragoza que, en 2023, ocupó la primera posición, con un recorte total de 139 GWh. El mayor volumen de restricciones en todo el año se registró en el mes de julio, lo que afectó fuertemente a las provincias impulsadas por la energía solar, como Badajoz y Ciudad Real, con más de 156 GWh en un mes.

Asimismo, el documento también señala que del total de provincias españolas que han experimentado reducción de la generación renovable en la red en estos últimos tres años (2022, 2023 y 2024), diez de ellas representan el 71% de la reducción total de todos los recortes de energía solar y eólica peninsulares identificados no compensados: Badajoz, Zaragoza, Ciudad Real, Navarra, A Coruña, Cáceres, Soria, Cádiz, Albacete y Lugo.

Las soluciones para reducir los vertidos, apunta Juan de Dios López Leiva, director técnico de la Asociación Empresarial Eólica (AEE), pasan por "mejorar la capacidad de las redes de transporte y distribución en aquellas zonas en las que se prevé un mayor aumento de parques eólicos y fotovoltaicos para evitar que se sigan congestionando en el futuro". Sin embargo, construir nuevas líneas eléctricas y reforzar las existentes, añade López Leiva, "conlleva lentos procedimientos de planificación y tramitación por parte de las Administraciones, que deben agilizarse para que las redes de transporte puedan seguir el ritmo de instalación de los nuevos parques renovables y del cumplimiento de los objetivos de descarbonización a 2030".

La UE establece que el volumen de vertidos renovables no debe superar el 5%. Sin embargo, "no se dispone de información detallada sobre las restricciones aplicadas en los diferentes nudos de la red por parte del operador del sistema, por lo que no es posible conocer si en algunas regiones de España ya se están superando estos umbrales", comenta el director técnico de AEE. "Por tanto, hay que dotar de mayor transparencia y visibilidad al problema, para que las empresas puedan tomar decisiones y no se siga agravando la situación", explica.

Adicionalmente a lo anterior, indica López Leiva, la solución pasa también "por una planificación estratégica que aglutine la integración de nueva demanda eléctrica, la capacidad instalada de renovables, y la introducción de tecnologías que permitan mejorar la integración de las renovables en el sistema eléctrico, principalmente almacenamiento, que permitan 'guardar' la energía renovable generada durante aquellos momentos de congestión para poderla introducir en la red más adelante". Las tecnologías de almacenamiento por baterías ya se encuentran disponibles desde hace varios años, pero, en España, "todavía están en desarrollo los procedimientos de tramitación para su conexión, así como los mecanismos de mercado que viabilicen económicamente su implementación, especialmente en parques eólicos o fotovoltaicos", concreta el representante de AEE.