Fotomontaje de las infraestructuras de un sistema eléctrico.
Cáceres, Zaragoza, La Coruña y Cuenca: las provincias con más congestión de red de España, un tapón para más renovables
Los costes de gestión de la congestión se han disparado de 390 millones anuales en el periodo 2017-2020 a 1.700 millones en 2023 y 2.500 millones en 2024.
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Exceso de renovables, lejanía a los centros de demanda, insuficiente infraestructura de red eléctrica... La congestión de los nudos del sistema se ha multiplicado en los últimos años y, si nadie lo remedia, seguirá aumentando en los próximos ejercicios.
Un problema que tiene una consecuencia directa sobre la rentabilidad de los proyectos renovables, ya que no se puede utilizar y, por tanto, retribuir toda la energía que se genera porque hay que tirarla. El motivo, que no cabe más en la red. Es lo que se conoce como curtailments. Y conocer el riesgo de restricción es un factor en las decisiones de inversión de nuevos proyectos.
Son las principales conclusiones del último informe de la consultora especializada en energía Aurora Energy Research, que señala que su modelo de flujo de energía nodal prevé un fuerte aumento de la restricción para 2030, especialmente en Cáceres, Cuenca, La Coruña, Soria y Zaragoza.
"Es revelador ver qué áreas se espera que tengan una mayor restricción, incluso teniendo en cuenta los futuros desarrollos de la red. Se prevé que Cáceres, Cuenca, La Coruña, Soria y Zaragoza aumenten considerablemente las restricciones para 2030", señala Ángel Plaza, analista energético de Aurora en redes sociales.
La restricción de la red ha aumentado en España en los últimos años, alcanzando los 1,7 TWh en 2024, un aumento del 13% respecto a 2023. Este fenómeno es localizado, dependiendo en gran medida de la capacidad de generación instalada, la demanda y la topología de la red.
En cualquier caso, los costes de gestión de la congestión se han disparado, de una media anual de 390 millones de euros en el periodo 2017-2020 a 1.700 millones de euros en 2023 y 2.500 millones en 2024, lo que añade presión financiera a los participantes del mercado.
Con la expansión del hidrógeno y el rápido desarrollo de la energía eólica, estos riesgos seguirán aumentando si no se abordan adecuadamente, dice Aurora. Incluso con los refuerzos planificados de la red, persisten las limitaciones de transmisión, ya que la capacidad renovable crece a un ritmo mayor que las mejoras de infraestructura.
Vertidos económicos
No hay duda. España enfrenta problemas de transmisión, ya que las líneas eléctricas tienen una capacidad insuficiente para transportar la electricidad desde los puntos de generación hasta los centros de demanda. Las energías renovables están situadas lejos de dichos centros, lo que genera presión sobre la red y desincentiva la construcción de nueva capacidad.
De hecho, el 25% de la demanda se concentra en Barcelona (32 TWh) y Madrid (27 TWh), mientras que casi la mitad de las provincias españolas representan en conjunto solo alrededor del 15% del consumo total.
El modelo de flujo de energía nodal de Aurora prevé un fuerte aumento de la restricción para 2030 en Cáceres, Cuenca, La Coruña, Soria y Zaragoza.
Hay ciertas provincias con alta generación renovable que exportan a otras regiones y sufren y sufrirán congestiones y vertidos de red, señalan los expertos de Aurora a EL ESPAÑOL-Invertia.
La energía solar fotovoltaica se encuentra principalmente en el suroeste del país, con Badajoz como la provincia con mayor capacidad instalada. Por su parte, la eólica terrestre está concentrada principalmente en Aragón y Galicia. En cuanto al caso específico de La Coruña, estiman que su capacidad eólica se duplicará para 2030, pasando de 2,2 GW a 4,1 GW, lo que generará un incremento en los vertidos de red.
"La inversión en infraestructura eléctrica se vuelve cada vez más urgente ante el crecimiento de la demanda", concluyen los expertos.
"Proyectamos que la demanda industrial crecerá a una tasa del 1,9% interanual, alcanzando los 119 TWh en 2050. Esta falta de inversión en la red se puede observar en que se han empezado a rechazar proyectos de centros de datos en Aragón, por ejemplo", añaden.
Problemas por provincias
Los flujos de energía evolucionan en función de los cambios en la generación, la demanda y la capacidad de transmisión, pero según el informe, en el caso de La Coruña, este territorio experimenta un importante despliegue de energía eólica con una infraestructura limitada, lo que incrementa la restricción.
Para Aurora, la amplia cartera actual de renovables provocará una mayor restricción en Cáceres, donde los flujos de energía también se verán afectados por el cierre de la central nuclear de Almaraz.
Además, la expansión proyectada de la red en Zaragoza y Soria va por detrás del despliegue de renovables planificado, lo que aumenta la probabilidad de que aumenten las restricciones.
Y por último, la expansión de la energía solar fotovoltaica en Cuenca sobrecargará la infraestructura de la red, lo que incrementará las restricciones.
Las restricciones en un nodo se deben a restricciones técnicas en esa zona de la red, es decir, que responden a que hay una capacidad de transmisión limitada para transferir flujos de energía entre nodos. Por consiguiente, los cambios en los flujos de energía pueden provocar variaciones en las restricciones, y las restricciones aumentan si los nuevos flujos de energía introducen más restricciones que antes.
Además, la capacidad de transmisión limitada en una zona específica contribuye a las restricciones, de igual manera que el exceso de generación en una zona también puede impulsar las restricciones.
