Este 2024 se cumplirán 9 años desde que, en 2015, la ONU aprobase la Agenda 2030.
Estos objetivos buscan mejorar la calidad de vida, siempre desde el respeto al prójimo y al medioambiente, generando energías no contaminantes y promoviendo el consumo responsable. 

En España contamos con el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima, en respuesta a los objetivos marcados en los Acuerdos de París, con su principal objetivo de neutralidad de carbono en 2050. No veo necesario explicar el concepto de sostenibilidad ni qué es la transición energética, conceptos de sobra conocidos; de hecho, si me permiten, los tenemos hasta en la sopa.

Así pues, vayamos al grano: estamos siendo algo caóticos. La red nacional de transmisión eléctrica española no ha crecido a la par que las renovables en los últimos años, lo que ha dado lugar a que se incrementen los curtailments o deslastres, que consisten en órdenes lanzadas por el operador del mercado de “desenchufar” plantas, normalmente renovables.

La primera de las razones es económica (evitar un desplome sistemático de los precios); no en vano, el pasado 5 de noviembre de 2023 tuvo lugar algo nunca visto en España: electricidad a cero euros durante 17 horas, algo evidentemente insostenible. La segunda sería técnica (incapacidad del sistema de absorber toda la energía generada), con el fin de evitar sobrecargas.

Estas ineficiencias surgen por dos motivos: en menor medida, por la falta de capacidad de la red de absorber la producción cuando la generación renovable es muy elevada y, principalmente, por desajustes entre oferta y demanda. Esta última es la llamada “curva del pato”, término acuñado por el operador californiano (CAISO, por sus siglas en inglés) en 2012, a raíz del crecimiento de la energía solar, cuyas plantas sólo producen de día.

Los deslastres no sólo afectan directamente al propietario de la planta sino también de manera indirecta a otras empresas del sector, como los proveedores de servicios de operación y mantenimiento, cuya retribución muchas veces se vincula a ratios de desempeño/producción de las plantas.

Adicionalmente, puede existir un riesgo operacional, ya que, especialmente en el caso de las plantas de generación eólica más antiguas, las paradas forzosas podrían llegar a dañar componentes de los aerogeneradores, al no haber sido diseñados con sistemas de parada progresiva, como modelos actuales.

En general, son cuestiones que pueden intranquilizar a un potencial inversor, lo cual es preocupante ya que, según estimaciones del Estado, en torno al 80% de los fondos necesarios para cumplir con los objetivos marcados de descarbonización (estimados en unos €240.000 millones) provendrán de capital privado.

Sabemos que ningún sistema es perfecto, pero ¿se está trabajando en minimizar los vertidos? La respuesta: a día de hoy, no, y no sólo eso, sino que las perspectivas no son muy halagüeñas.

Según un artículo publicado recientemente, Redeia (Red Eléctrica) estimaba a septiembre de 2023 unos vertidos de algo más del 2% de la producción eléctrica, en línea con el 2022. Ese porcentaje correspondería a 5.500 GWh, equivalentes a un 20% de la electricidad consumida por la Comunidad de Madrid en un año, y que se van “por el retrete”. En términos económicos, usando el precio medio de 2022 (95€/MWh), serían 500 millones de euros. 

La cuestión que nos debería preocupar no es tanto ser conscientes del coste económico de esta ineficiencia, sino el hecho de que, según Redeia, a medio plazo la previsión es terminar llegando al 5% de vertidos, excediendo el doble de los actuales. Y, seamos realistas: las ineficiencias de un mercado al final acaban siendo pagadas, de uno u otro modo, por sus usuarios.

¿Tiene sentido, entonces, seguir apostando por un fuerte crecimiento de las renovables, a sabiendas de que el sistema empeorará en eficiencia en vez de priorizar su mejora?

Una clara opción para reducir los vertidos sería incrementar la capacidad de almacenamiento de larga duración por medio de soluciones como las baterías de flujo, el almacenamiento de aire comprimido o las centrales hidroeléctricas de bombeo. Así, Iberdrola estima un potencial en España de 10.000 MW de bombeo y de hecho recientemente se ha desbloqueado por parte del Gobierno varios proyectos que sumarían 3400 MW.

Sin embargo, son proyectos de largo plazo por su complejidad (algunas de estas plantas entrarán en funcionamiento en 2026), por lo que asociaciones de empresas del sector eléctrico reclaman medidas incentivadoras de la inversión y estímulos en modo de subvenciones y ayudas para conseguir una mayor generalización del almacenamiento a menor escala.

En definitiva, tras haberse incentivado la instalación de potencia renovable, debería trabajarse en medidas que permitan, al menos, mantener la eficiencia y reducir los riesgos y desequilibrios del sistema, tanto técnicos como económicos.

***David Romera Martín es director de Financial Advisory Services de BDO.