La red de distribución, el cuello de botella renovable

Hace una semana el BOE publicaba la circular de acceso y conexión a las redes eléctricas de instalaciones de demanda de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC). Una publicación que para el ciudadano de a pie suena muy técnica, pero que para los especialistas en el mercado eléctrico se considera fundamental para la descarbonización del sector, porque pone foco en la red de distribución. Ya lo dice BloombergNEF en su último informe New Energy Outlook: la inversión en redes debe superar a la de renovables; concretamente 24,1 billones de dólares en redes de distribución y 9,6 billones en transmisión de alto voltaje en todo el mundo.

Para luchar contra el cambio climático hay que reducir emisiones y para ello sustituir combustibles fósiles por energías renovables. En el caso del mix eléctrico supone que para 2030 en España debemos contar con 62 GW de energía eólica y 76 GW de solar fotovoltaica (por no mencionar los objetivos de hidráulica y termosolar del Plan Nacional de Energía y Clima, PNIEC). En 2023 España terminó con 31 GW de eólica y 25,5 de fotovoltaica, por lo que hay que redoblar esfuerzos en la instalación renovable. Y aquí es cuando aparece la red de distribución, que necesita un refuerzo tanto para recibir energía como para darla. «La generación muchas veces no se produce dónde se consume. La eólica y fotovoltaica se pueden instalar en todas partes y las redes se pueden saturar. Se nota en que hay nudos –subestaciones donde se juntan varios puntos de conexión–, donde se quiere verter y no se puede porque ya no tienen capacidad para absorber más y otros nudos que no tienen capacidad para dar. Y también los hay que ni lo uno ni lo otro. En la última revisión de Red Eléctrica (REE) ya se definieron un total de 17 nudos que van a concurso porque no tienen capacidad», afirma Julio Balana, experto en mercados energéticos del Consejo General de Ingenieros Industriales.

La normativa de la CNMC era muy esperada ya que desde hace tiempo se venía verificando una avalancha de peticiones de permisos de conexión a la red de nuevos centros de datos e instalaciones para el almacenamiento de energía o la producción de hidrógeno, y había determinados nudos de la red de transportes en que las peticiones ya superaban la capacidad existente. El texto publicado, además, da la posibilidad de un acceso flexible que permita a estos nuevos usuarios como baterías o electrolizadores conectarse a las redes en zonas congestionadas «redundando en beneficio para el sistema ya que permiten reducir los vertidos de energía», dice la CNMC. ¿Qué son estos vertidos? Es energía generada, pero que no puede acumularse (porque falta almacenamiento) ni integrarse en la red porque hay desajustes entre oferta y demanda. Como ya publicó La Razón hace unas semanas, un informe reciente de la Agencia Europea para la Cooperación de los Reguladores de Energía (ACER) afirma que durante 2023 se recortaron más de 12 teravatios hora de electricidad procedente de fuentes de energía renovable en la Unión Europea debido a la congestión de las redes, con un coste económico de nada menos que 4.260 millones de euros. «La energía desperdiciada equivale a toda la producción fotovoltaica española correspondiente a tres meses». Además, cada MW renovable que no entra en la red es un MW que se cubre con energía de origen fósil.

Sin embargo, y a pesar de que son necesarias, «las inversiones están limitadas por ley. Red Eléctrica (REE) no puede invertir más del 0,065% del PIB y las eléctricas pueden solo un 0,13%. En ese sentido, las compañías piden que les, ademñas, que las dejen invertir más, pero también que se mejore la tasa de retribución que perciben», comenta Balana.

Retos para 2030

La integración de tanta cantidad de renovables se enfrenta a retos que a medida que se acerca 2030 parecen más insalvables y eso a pesar de que el último PNIEC insista en aumentar los objetivos de instalación. «Hay problemas burocráticos con las autorizaciones y lo que se avecina para la administración es mayor todavía. El ritmo de instalación anual necesaria entre 2025 a 2030 es enorme; en eólica o fotovoltaica significa instalar un 350% respecto a lo que se construyó entre 2018 al 2023. Luego hay que ver si la industria tiene capacidad para dar respuesta a tanta demanda. Además, falta almacenamiento en baterías o centrales de bombeo y hay una última variable en este tetris que es que el PNIEC considera una demanda final que aumentaría hasta un 34% y, sin embargo en los últimos 15 años ha bajado un 13%. Se confía en que vengan muchos centro de datos, se construyan instalaciones de producción de hidrógeno, pero son todos suposiciones muy optimistas que se ven con dudas incluso desde el sector. Por no hablar de que la eficiencia energética queda diluida», matiza el ingeniero.

Cultivos o tejados solares

Los agricultores de olivar de Jaén ven peligrar unos 20.000 olivos de los municipios de Lopera, Arjona y Marmolejo por un proyecto de planta fotovoltaica que ocupará una superficie equivalente a los 100 campos de fútbol. Al menos así lo denuncia la Plataforma Campiña Norte que congrega a particulares y colectivos de la zona y que pide que no se produzca ninguna expropiación de terreno (la Ley del Sector Eléctrico introduce la posibilidad de considerar la utilidad pública de estos proyectos y la expropiación forzosa para los espacios que alberguen estas plantas). El 7 de noviembre, dice ABC, están citados los primeros agricultores para expropiación.

Cada tanto saltan a la prensa noticias sobre manifestaciones en contra de la instalación de megaplantas en Granada o Córdoba, etc., y algunas plataformas andaluzas han cifrado en 40.000 km los terrenos sujetos a expropiación y 100.000 los olivos en peligro solo en Jaén y Córdoba. «Nuestra posición es que los proyectos deben ser consensuados entre empresas y propietarios. La decisión de cada agricultor es libre, pero nos vamos a negar siempre a cualquier expropiación», opina Rafael Navas, secretario general de Asaja (Asociación Agraria de Jóvenes Agricultores) en Córdoba.

La posibilidad de expropiaciones ha encendido aún más el rechazo social en algunos territorios como Aragón, Andalucía o Galicia. En este sentido, la Alianza Energía y Territorio Aliente aboga por el autoconsumo y el uso de tejados o solares industriales para la instalación de fotovoltaica antes que la ocupación de terreno y menos en sustitución de zonas de cultivo o cerca de áreas protegidas. Su estudio «Renovables sostenibles: fotovoltaica» afirma que «en España existen superficies antropizadas suficientes (más de 300.000 hectáreas en vertederos, escombreras, tejados, etc.), para instalar 181 GW, que producirían más de 272.037 GWh/año en energía fotovoltaica, unas cifras que son superiores al consumo anual que se produjo en 2021, de 259.905 GWh». Y hablan de producir energía directamente en las CC AA que más las consumen: País Vasco, Cataluña o Madrid, aprovechando la superficie en entornos urbanos. «En España contamos con 5 GW instalados en techos, mientras que en Australia hay hasta 19 GW y allí tienen mucha superficie que es desierto. Sin embargo, han preferido conservar el territorio. La realidad es que en España está bajando el autoconsumo en 2023 y 2024. Si cada persona pudiera instalar en su casa paneles hasta los 3,5 KW, sería bueno para los ciudadanos que ahorrarían entre el 30 y 40% de la factura y habría menos necesidad de instalar parques en suelo. En Alemania, con mucho menos sol, se vive un boom de balcones solares», dice Fernando Prieto del Observatorio de Sostenibilidad.

La entidad cuenta con 15 propuestas para un desarrollo de las renovables compatible con la gente y el planeta que van desde potenciar el autoconsumo a no autorizar plantas en zonas áreas protegidas. «Se podría aprovechar esos proyectos que están creando alarma social para parar las máquinas, hacer una moratoria y repensar y planificar cómo hacer esta transición», dice Prieto.

Huracanes y megaplantas

Esta semana corre por X las imágenes del impacto del huracá Milton en la planta fotovoltaica de Florida Lake Placid. Las imágenes publicadas por Duke Energy, empresa propietaria de la instalación, muestran una franja de módulos solares arrancados de los seguidores de un solo eje que los sujetaban. La planta tiene una capacidad de conexión a la red de 45 MW.

Medios estadounidenses recuerdan que desde el huracán Andrew en 1992, Florida ha fortalecido sus códigos de viento para que las estructuras sean más resistentes a los fuertes vientos: «Un cambio clave fue el aumento de los requisitos de velocidad del viento para las nuevas construcciones. El parque solar, situado en el condado de Highland, tendría que haber sido diseñado estructuralmente para resistir vientos de hasta 240 km/h».

El departamento de Energía de los EE UU cuenta con un manual de 13 estrategias para que los emplazamientos resistan fuertes vientos y los costos derivados de las mejoras.