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La flexibilidad, el gran reto para lograr la transición energética en España

Según el informe, los países nórdicos siguen a la cabeza y son los más preparados para la transición energética

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La brecha de flexibilidad se posiciona como uno de los principales retos a los que se enfrentan algunas de las mayores economías europeas para alcanzar sus objetivos de energías renovables para 2030. Así lo refleja el nuevo estudio Energy Transition Readiness Index (ETRI) elaborado por la Asociación de Energías Renovables y Tecnologías Limpias (REA), y copatrocinado por Eaton, compañía líder en gestión de la energía, y Foresight Group, donde comparan el grado de preparación de 14 mercados nacionales de la electricidad a la transición hacia el abandono de los combustibles fósiles.

¿Está Europa preparada para cumplir con los objetivos de energías renovables?

Dinamarca, Alemania, Grecia, Irlanda, Países Bajos, España y Reino Unido han fijado los objetivos más ambiciosos en materia de electricidad renovable para 2030. Estos países prevén un aumento de su producción de electricidad renovable de alrededor del 40% con respecto a los niveles de 2022. Según el informe, los países nórdicos siguen a la cabeza y son los más preparados para la transición energética. Alemania y Reino Unido han registrado pequeñas mejoras generales, mientras que España, Italia y Polonia parecen estancadas.

Por otro lado, Alemania y el Reino Unido afrontan el mayor problema de flexibilidad de aquí a 2030, al que también se enfrentan España, Dinamarca, Grecia, Irlanda y los Países Bajos. Solo Noruega, Finlandia y Suecia están más preparadas para superar la situación con mayor facilidad: su brecha es menor, ya que tienen acceso a gran cantidad de energía hidroeléctrica, pero también porque cuentan con mercados de flexibilidad bien establecidos.

El estudio también incluye una clasificación de los factores socioeconómicos y tecnológicos que favorecen o dificultan las inversiones en la transición energética. Aumentar el nivel de apoyo a las tecnologías facilitadoras, como la infraestructura de recarga de vehículos eléctricos y el despliegue de contadores inteligentes, es una de las formas en que los países pueden impulsar la flexibilidad. En este sentido, tanto Alemania como el Reino Unido son los países que tienen el mayor potencial de atraer inversiones para la transición energética, reducir la brecha de flexibilidad y ofrecer redes de alto contenido renovable.

Por otro lado, los recursos renovables como la energía hidráulica y la biomasa pueden proporcionar normalmente servicios de flexibilidad, mientras que la energía solar y la eólica serán menos flexibles, lo que aumentará la necesidad de nuevos recursos de flexibilidad con bajas emisiones de carbono. Destaca que Alemania, España y el Reino Unido tienen el mayor volumen de TWh de solar y eólica, lo que requiere el apoyo de recursos flexibles.

El 2022 en términos energéticos para España

Según el informe, en 2022, España ha sido un exportador neto de electricidad, y su producción renovable representó el 45% del consumo anual, muy similar al año anterior. La energía solar y la eólica representaron el 36% del consumo anual. En su proyecto de actualización del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima para 2023, España se ha fijado como objetivo un 81% de electricidad renovable para satisfacer una demanda prevista de 281 TWh, lo que podría requerir un aumento de la producción eólica y solar de 96 TWh.

Respecto a los recursos de flexibilidad en España, el estudio refleja que tenía menos del 1% de penetración de vehículos eléctricos en 2022, representando los vehículos eléctricos alrededor del 4% de todas las matriculaciones de vehículos nuevos. A su vez, la utilización de bombas de calor ronda el 5% y la tecnología de contadores inteligentes es alta.

"El compromiso empresarial por la transición energética es cada vez mayor, impulsado por la preocupación por las emisiones de carbono, la seguridad energética y la volatilidad de los precios"afirma Cyrille Brisson, vice president sales and marketing en Eaton EMEA. "Los gobiernos deben responder a ello con políticas que ofrezcan los mercados justos, transparentes y de fácil acceso necesarios para atraer inversiones privadas en flexibilidad de la demanda y hacer que la transición energética sea accesible y asequible para todos. La estabilidad y la previsibilidad reforzarán la confianza de los inversores en proyectos que a menudo pueden tener periodos de amortización bastante largos".

"Ahora necesitamos ver una acción significativa para eliminar las limitaciones a las que se enfrenta nuestra industria en todo el Reino Unido y Europa: una planificación adecuada a largo plazo; priorizar y acelerar las reformas del mercado; y abordar urgentemente las actuales barreras a la inversión. Todo ello se necesita de forma urgente para ayudar a ponernos en el camino correcto" ****declara Frank Gordon, director de políticas de la Asociación para las Energías Renovables y las Tecnologías Limpias.

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Un comentario

  • Verde Claro

    Verde Claro

    14/11/2023

    La gestión de aprovechamiento de una central de bombeo es un tema interesante que interesa ir optimizando, si queremos evitar excesos de generación en los próximos meses.

    Una propuesta puede ser.

    Hace un tiempo estuve visitando la Central de Bombeo del Tajo de la Encantada de 400 Mw propiedad de Endesa, de aquí, saqué mi criterio actual.

    Estas centrales son la primera respuesta de emergencia en caso de apagón de alguna central térmica.
    Con la actual distribución de la generación fotovoltaica y eólica, tiene que bombear en las horas centrales del día y turbinar en las horas más caras de cada jornada.

    Si resolvemos la disponibilidad de agua, hay que agrandar el vaso superior y dejar 200 Mw y su volumen correspondiente de reserva y los otros 200 Mw funcionando a diario o semanalmente dependiendo de la generación renovables de sus fuentes.

    Para mejorar la eficacia económica de las centrales de bombeo se debe instalar en la zona un 35 % fotovoltaico y un 20 % eólico para consumo interno, con la posibilidad de exportar su producción por la línea de evacuación de la central en caso de necesidad del sistema o rentabilidad económica en esos momentos.

    Con los precios actuales estas centrales pueden cobrar de media más de 100 Euro/Mwh.

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