Por qué las grandes compañías temen un cuello de botella en la red eléctrica
Las principales compañías eléctricas se reunieron en Madrid la semana pasada para debatir sobre el próximo curso, tras dos años de un encarecimiento sin precedentes de la luz. Los precios ya no inquietan tanto como en el pasado y las empresas se centran ahora en el largo plazo con una preocupación clara: la expansión de la red eléctrica. De aquí a 2050, la importancia de la luz será mucho mayor que en la actualidad, ya que la gasolina, el carbón y el gas natural van a desaparecer y será la electricidad quien lo mueva todos los vehículos, caliente los hogares y dé energía a los hornos de las fábricas. Tanto en España como en Europa, las compañías temen que la red no sea capaz de absorber físicamente ese pico de energía y creen que hay que aumentar rápidamente las infraestructuras.
La presidenta de la Asociación de Empresas de Energía Eléctrica (Aelec), Marina Serrano, lanzó un mensaje claro al Gobierno y a su Plan Nacional de Energía y Clima (PNIEC), la hoja de ruta energética para 2030. "Creemos que la inversión que se prevé no es la adecuada. Debe incrementarse y ser consciente de la importancia de integrar tantas renovables", dijo la portavoz de las tres gigantes del sector, Iberdrola, Endesa y EdP, durante el congreso anual de la patronal. La última versión del PNIEC contempla de aquí a 2026 una inversión de 4.554 millones de euros, donde se incluye la construcción de nuevos nudos de red, cables o inversiones en digitalización.
La financiación de todo esto cae sobre los llamados peajes de la factura de la luz, una cantidad que establece la CNMC cada año. Las comercializadoras recaudan estos peajes en la factura mensual y se los entregan al regulador, que luego se encarga de repartirlos entre Red Eléctrica y las compañías distribuidoras. Como las redes eléctricas son un monopolio dividido por zonas geográficas, la CNMC establece la retribución que recibe cada empresa en función de lo que ha invertido en infraestructuras, porque es más caro llevar electricidad a una aldea que a una ciudad. En caso de que los peajes sean insuficientes para cubrir el coste de las redes eléctricas, el Gobierno compensa ese déficit con los presupuestos.
Este sistema se diseñó hace una década y las compañías se quejan de que está desfasado. "Los parámetros regulatorios y retributivos están pensados para los años 2011-2013, pero la coyuntura económica ha cambiado", dijo el pasado miércoles Beatriz Corredor, presidenta de Redeia (antigua Red Eléctrica), la compañía dueña de las redes de alta tensión en España. El sector dice que en un panorama con tipos de interés del 4% o superiores necesitan una mayor retribución para invertir en infraestructuras, lo que se traduciría en una factura más cara para los hogares.
La secretaria de Estado de Energía, Sara Aagesen, consciente de las demandas del sector, se limitó a decir que era las redes "son esenciales" y que "hay que contar con una planificación más flexible". Josep María Salas, consejero de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), añadió que "es importante no reducir el ritmo de inversiones en las redes (…) para garantizar que la transición energética se haga al mínimo coste".
La cantidad de energía renovable que va a entrar en la red en los próximos años es ingente y se necesita ampliar y modernizar para absorber esa electricidad. El problema no es exclusivo de España: la patronal eléctrica europea Eurelectric pidió el pasado jueves un aumento del 84% de la inversión en infraestructuras eléctricas cada año de aquí a 2050 y en Alemania el coste de los peajes de la factura ha subido un 30% en los últimos cuatro años.
"La red tiene que ampliarse por una cuestión lógica de demanda. Como mínimo, en un futuro deberíamos duplicar la generación eléctrica, o incluso más, por eso necesitaremos más infraestructuras", afirma Pedro Fresco, director general de la Asociación Valenciana del Sector de la Energía.
Esos nuevos cables y subestaciones eléctricas servirán para conectar las plantas solares y eólicas que se construyan en los próximos años a la red nacional. Solo en energía solar, la tecnología con más proyección en España, hay 55 gigavatios de potencia que han recibido una declaración de impacto ambiental positiva y que deben instalarse antes de junio de 2025. Ahora hay 22 gigavatios instalados, lo que supondría que en menos de dos años se multiplicaría por 2,5 la energía solar producida en España. En total, las renovables suponen ahora el 51% de la potencia instalada en el país, y en 2030 serán el 81%.
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En este momento, el 2% de la electricidad que se produce en España se desecha porque las industrias y los hogares no son capaces de consumirla. Esta energía proviene de paneles solares o de molinos de viento porque las plantas que generan energía no renovable –ciclos combinados y centrales nucleares– no pueden encenderse y apagarse con facilidad, como sí se puede hacer con la eólica y la solar. Técnicamente esa energía no se tira, simplemente se queda sin producir, pese a que generarla tendría un coste cero. El objetivo de las inversiones que reclama la industria es hacer que la red sea más eficiente y evitar estos vertidos, aunque para eso también es necesario electrificar la demanda, principalmente vendiendo más coches eléctricos e instalando calderas eléctricas en los hogares.
Los parones de producción renovable –curtailment, como se llaman en la jerga energética– se producen porque el consumo de luz de España en un momento exacto del día es inferior al planificado por Red Eléctrica, por lo que hay que apagar estas plantas porque la producción y la demanda deben casar por cuestiones técnicas. La solución más sencilla sería almacenar esos excedentes en baterías, pero por ahora esa tecnología es muy cara y no funciona a gran escala, pero es algo que se irá abaratando en los próximos años y para lo que también se necesitarán inversiones.
En un informe publicado en abril, la consultora británica Aurora Energy calculó que en 2022 se tiraron 700GWh, que es una cantidad minúscula comparada con la electricidad total producida en España, pero que salió muy caro a los consumidores. Estas operaciones de apagado temporal las gestiona el mercado de Restricciones Técnicas y costaron al sistema eléctrico de 1.300 millones el año pasado, 68 euros por hogar, ya que las compañías reciben cuantiosas compensaciones por parar sus centrales o por arrancarlas de urgencia, un coste que se traslada al recibo de la luz.
