La grieta del desperdicio en el sistema energético se agiganta en el sector renovable

Estas pérdidas, que se conocen como 'vertidos técnicos' o 'curtailment', realmente responden a un procedimiento mucho más complejo. El operador del sistema, Red Eléctrica (hoy Redeia), puede aplicar restricciones y pedir a cualquier tipo de instalación que limite su producción o incluso que se desconecten de la red (u otras veces que se enchufe) para hacer casar la oferta con la demanda de electricidad, porque si se originan desequilibrios entre la una y la otra el sistema colapsa. Y de eso ya tenemos una inquietante experiencia con el apagón del pasado mes de abril.

Así que cuando hay una gran generación de fotovoltaica (como el pasado julio) o eólica (como suele ocurrir en los meses de invierno) que no tiene demanda, Red Eléctrica da órdenes para que las instalaciones renovables se 'desenchufen' y no suministren (o lo hagan mucho menos) electricidad a la red. Así esta se mantiene estable. «Las plantas están generando pero no pueden inyectar al sistema. Entonces se desconectan», explica Paloma Sevilla, directora general de Aelec (Asociación de Empresas de Energía Eléctrica) y cuyos socios son EDP, Endesa e Iberdrola. Por tanto, se pierde la energía producida que, además, no se puede almacenar. Con el agravante de que también se desaprovecha la que se podría generar. «El promotor de la instalación podría seguir produciendo más, porque hay sol y viento, pero no puede inyectar al sistema», concreta Paloma Sevilla.

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De esta forma, cada año, «entre un 1,6 y 1,8% de energía renovable no se integra en la red por parte de Red Eléctrica que decide en cada momento, en función de la regulación, cómo se tiene que operar el sistema y qué tecnologías tienen que estar operativas, según la demanda, para asegurar que el sistema es robusto y no ocurran imprevistos como el apagón», cuenta Javier Lázaro, director técnico y de regulación de APPA Renovable.

Que cada año se pierda a nivel nacional y de media menos del 2% de energía verde que producimos puede resultar un porcentaje muy pequeño, con escasa trascendencia. Pero sobre terreno, esa cifra resulta mayor o menor dependiendo de las zonas. «Hay nodos con un 40% de 'curtailment', es decir que las plantas de algunas ubicaciones solo han producido el 60% de lo que esperaban», afirma Rodrigo García, director de Operaciones de la consultora energética Optimize.

Algo que impacta directamente en la cuenta de resultados de las instalaciones renovables, sobre todo en aquellas ubicadas en zonas donde existe una gran concentración. El 'curtailment' afecta a «zonas geográficamente localizadas. En Aragón cuando hace mucho viento, sobre todo en noviembre, y a veces también a la eólica de Galicia. Y cuando hay mucho sol, afecta a las fotovoltaicas de puntos de Extremadura, Castilla-La Mancha y Andalucía, sobre todo en primavera y los meses de junio y julio», indica Héctor de Lama, director técnico de la Unión Española Fotovoltaica (UNEF).

Pues bien, las restricciones de Red Eléctrica van en aumento cada año, como asegura Rodrigo García. Por eso, «hay una gran preocupación porque se pierde rentabilidad en las plantas renovables y porque esta situación pone en riesgo nuevas inversiones», aseguran fuentes del sector. «Este verano la gran damnificada ha sido la fotovoltaica. Se ha convertido en la tecnología que ha recibido más consignas para parar», añade Javier Lázaro.

Lo que ha ocurrido este verano es una situación anómala. El apagón que sufrimos el pasado 28 de abril, cambió algunas reglas del juego. Y ahora el sistema eléctrico trabaja en 'modo seguro'. Entre otras medidas, para mantener la tensión y estabilidad de toda la red (y no haya otra caída total), Red Eléctrica decidió introducir centrales de ciclo combinado de gas extra. «Ahora tenemos más gas y menos renovables. Entra menos fotovoltaica», señala De Lama. Es decir, que si hay que restringir, para casar la generación de energía con la demanda y que el sistema opere seguro, son las plantas renovables las sacrificadas, a las que se les pide más desconexiones. Por eso, «el mes de julio ha sido atípico. Ahora estamos operando con 6 GW más de fotovoltaica que el año pasado y estamos en 'modo seguro'», dice De Lama.

Se prevé que el sistema eléctrico dejará el 'modo seguro' en el primer trimestre de 2026. Y se espera que en esas fechas las renovables también aporten tensión dinámica a la red como lo hacen las centrales térmicas. «Las renovables pueden regular la tensión igual o mejor que las centrales térmicas, y además, ya tienen la regulación necesaria para que lo hagan, el Procedimiento de Operación 7.4 (P.O.7.4), ya se ha aprobado el pasado 12 de junio de 2025. Ahora solo quedan unos meses para que las instalaciones renovables se habiliten de acuerdo a esta nueva norma y puedan aportar control de tensión dinámico. Porque la capacidad técnica ya la tienen todas las instalaciones conectadas después 2017. Es decir, si no regulan tensión es porque la tecnología ha ido mucho más rápido de lo que ha ido la regulación», detalla De Lama.

Por otro lado, existen también lo que se conoce como 'vertidos económicos', es decir energía producida que no se consigue vender en el mercado diario de electricidad. «Sobra energía, que no se vende. Suele ocurrir en primavera. En abril, por ejemplo, hay mucho viento y sol. La generación eólica y fotovoltaica es superior a la demanda. Este año además las presas estaban llenas y han tenido que soltar agua y producir electricidad», cuenta Héctor de Lama. Con esos excedentes, los precios de la electricidad caen a veces hasta cero euros e incluso a cifras negativas, por debajo de los costes de producción. Entonces es también momento de desconectar una planta renovable o reducir su operación. Otra vez se pierde energía generada y la que podría generarse.

También puede ocurrir, como apunta Rodrigo García, que un promotor ha realizado un mal cálculo en el precio para vender su electricidad en el mercado. «Y si no está a precio de mercado, no la puede vender. Este tipo de 'curtailment' económico supone entre el 5 y 10% de la energía que se oferta», afirma el consultor. De todas formas, «los promotores suelen tener en cuenta estos vertidos económicos a la hora de estimar la viabilidad de su negocio. Saben que producen a unas horas más caras y a otras no, y así organizan el flujo de caja», indica De Lama.

Sea por un vertido técnico o por uno económico, el caso es que hay energía que se pierde. Una situación que ha sobrevenido (todas las fuentes consultadas para este reportaje están de acuerdo), porque el ritmo de penetración de las renovables no ha ido al mismo compás que un aumento de la demanda eléctrica. «Tenemos que impulsar la electrificación de la demanda que no ha crecido al mismo ritmo que las renovables, sobre todo en las horas centrales del día, cuando más fotovoltaica tenemos», propone Javier Lázaro.

Solo de fotovoltaica se pusieron en servicio 6 GW nuevos en 2024. Según Red Eléctrica, se convirtió en la primera tecnología del parque generador español con una participación del 25,1% (le sigue la eólica con un 24,9%, que instaló otros 1,3 GW nuevos de potencia). El año pasado, las renovables generaron el 56,8% de todo el mix energético. «El despliegue de renovables es modélico. Ahora mismo el país necesita incrementar la demanda para aprovechar toda esa energía renovable que estamos produciendo y hacer un país más industrial y competitivo, atrayendo nuevas inversiones», cree Paloma Sevilla.

A estas alturas, con el potencial de energías limpias que tenemos y todo lo que pueden producir, se esperaba que hubieran eclosionado otro tipo de demandas nuevas mucho más gestionables, como por ejemplo recargar un parque de coches eléctricos mucho más numeroso del que existe en estos momentos. «Hay que avanzar más en la electrificación para prescindir de combustibles fósiles y en las horas que nos sobran renovables podríamos cargar vehículos eléctricos. Un millón de coches eléctricos solo es el 1% de la demanda eléctrica total», insiste De Lama. Tampoco la industria ha avanzado tanto en su descarbonización y electrificación como se preveía pasando, por ejemplo, de hornos basados en gas a hornos eléctricos o bombas de calor.

Aún así, se perciben avances. Por ejemplo, «los certificados de ahorro energéticos están impulsado renovaciones, se sustituye la caldera de gas por aerotermia, aire acondicionado...», dice Javier Lázaro. «Ya tenemos industrias que sobrecalientan el agua para sus procesos durante las horas de mayor generación renovable porque la electricidad es más barata. Solo hay que ver que dos tercios de los autoconsumidores son industriales. Se debate que los centros de datos sobrerrefrigeren sus equipos durante las horas de precio más bajo porque después no tendrán que enfriar tanto», apunta De Lamas.

Y es que hay otro matiz que añadir: la demanda también tiene que ser más flexible y no concentrarse en las horas de la tarde-noche. «Se tiene que ir adaptando a las horas que hay más recurso (sol y viento) y la electricidad es más barata. Hay muchos procesos industriales que tienen capacidad para concentrar su demanda en horas de producción solar», propone Luis Atienza, ex presidente de Red Eléctrica y presidente ejecutivo de Capital Argo.

Pero por mucho que la demanda se electrifique, de nada sirve si no cuenta con una buena red eléctrica a la que conectarse. Y esta misma semana un informe de Aelec revelaba que el 83,4% de los nudos de la red de distribución ya están saturados, lo que impide que se enchufe una nueva demanda. Por tanto, «no hay posibilidad de conectar nuevas industrias y de ampliar las que tenemos. No les damos la opción de aumentar la potencia y crecer solicitando más kilovatios para electrificarse», considera Javier Lázaro. «Las nuevas actuaciones en la red de transporte -continúa- se han focalizado mucho en la integración de las nuevas plantas renovables pero no en una planificación de la demanda acorde con la industrialización del país, con la aparición de los centros de datos en regiones como Aragón y Madrid, con la recarga de los vehículos eléctricos...». «Hay que desarrollar la red para que sea capaz de mover la energía de las zonas donde se concentra la producción de renovables a las zonas de consumo», añade Luis Atienza.

En el puzle para sacar todo el partido a las renovables y no perder ni un kilovatio más de electricidad por el 'curtailment', los sistemas de almacenamiento de energía dan todo el sentido a las renovables. Permiten guardar los vertidos y toda la electricidad que no se consume cuando la fotovoltaica y la eólica están en todo su potencial para posteriormente utilizarla en picos de demanda cuando las renovables no estén disponibles. Esto daría una ventaja añadida: «Sustituiríamos así el recurso de las plantas térmicas que empleamos para atender la demanda del atardecer y amanecer, por ejemplo», señala Luis Atienza.

Además, «las propias capacidades técnicas de baterías y bombeos permiten reducir las restricciones técnicas del sistema, abriendo más hueco para integrar energía renovable de forma instantánea. Por ello, la evolución natural es que la mayoría de las instalaciones de generación renovable no gestionable, eólicas y fotovoltaicas principales, incorporen en sus propias instalaciones una mínima capacidad de almacenamiento, que será creciente en el tiempo si se termina de adecuar la regulación de acceso a red y los mecanismos de capacidad y flexibilidad. También es muy relevante que las instalaciones de autoconsumo terminen de normalizar la instalación de baterías, lo que redunda en beneficios directos para el usuario y para el conjunto del sistema», defiende Raúl García Posada, director de Asealen (Asociación Española de Almacenamiento de Energía).

Hay varios sistemas para almacenar energía. Según Asealen, hoy tenemos instalado 6.000 MW de centrales hidroeléctricas de bombeo, 870 MW de almacenamiento térmico en centrales termosolares, 600 MW en baterías detrás de contadores de autoconsumo (tanto para uso residencial como industrial) y 23 MW en plantas de baterías conectadas directamente a la red. En total, 7.493 MW, es decir 7,4 GW, muy alejados de los 22,5 GW de almacenamiento que pretendemos alcanzar para 2030, según recoge el Plan Nacional Integral de Energía y Clima (Pniec).

Existe además dos formas de almacenamiento que en concreto ayudarían a reducir los vertidos: la movilidad eléctrica y el almacenamiento térmico. «La carga de vehículos eléctricos en fines de semana, en noches ventosas, en horas de sol... permite una recarga muy económica y reducir emisiones. Y la utilización de bombas de calor y calderas eléctricas para agua caliente, calefacción, producción de vapor y aire a altas temperaturas permite acumular en sistemas térmicos enormes cantidades de energía durante largos periodos de tiempo , incluso de una semana a otra», explica Posada.

Cada tecnología presta sus ventajas. «Las centrales de bombeo permiten el almacenamiento de larga duración: turbinar agua a un embalse superior cuando tenemos mucho sol y viento y soltar ese agua en picos de demanda. Además, aportan servicios adicionales al sistema como el carácter síncrono. Las baterías son más limitadas en cuanto al número de horas que pueden acumular energía. Son más apropiadas para un ciclo diario. Pueden guardar durante cuatro horas electricidad y verterla en horas punta de la noche y atardecer», expone Luis Atienza.

Tecnologías que son todavía más necesarias en las islas. «En las Islas Canarias, la situación de los vertidos y de dificultad de integración de energía renovable es incluso mayor que en la Península. Y solo mejorará con el avance de nuevas baterías, bombeos y demandas eléctricas flexibles, como el almacenamiento térmico», estima Posada.

Soluciones que podrán cerrar la grieta por la que se escapa ahora energía que generan nuestras poderosas renovables.