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Las restricciones técnicas se disparan tras el apagón: las renovables dejan de integrar el 7% de su producción en agosto

Ya en el mes de julio se alcanzó un porcentaje de 10% de energía renovable perdida en todo el sistema peninsular, unas cinco veces más de lo habitual

4 comentarios publicados

Como diría Jesulín de Ubrique, en dos palabras, "Im-presionante". Esta gráfica que representa el porcentaje de energía renovable no integrable por restricciones técnicas del sistema eléctrico muestra que la operación del sistema desde el apagón es bien distinto a lo que se estaba haciendo anteriormente.

Es cierto que cada vez hay más energías renovables en el sistema, pero también ha habido una mayor demanda estos meses. Los curtailments se iniciaron en abril, pero los técnicos no económicos están ya haciendo estragos en los desarrolladores. Esto deja bien claro que la red está muy saturada, sobre todo en algunos puntos donde se encuentran la mayor parte de la generación renovable.

Así, y según los datos de Red Eléctrica, las restricciones técnicas han dejado sin integrar el 6,75% de la producción renovable en el sistema peninsular en el mes de agosto. Es cierto que no es el 10% alcanzado en el mes de julio, pero es un dato abrumador comparado con años anteriores o meses antes.

Lo máximo que se había alcanzado era un 3% de generación no integrable por restricciones técnicas pero en junio ya se superó este dato y en julio y agosto se ha disparado sin tampoco haber cambiado mucho el mix y la demanda.

¿Es esto sostenible?

La situación de las plantas de renovables, sobre todo las solares fotovoltaicas, comienza a ser insostenible. A las muchas horas con precios cero o negativos en el mercado mayorista de electricidad, si se le suman estos datos de restricciones técnicas, a muchas plantas de renovables no le saldrán las cuentas.

Las renovables son rentables si funcionan, si están apagadas no ingresan y sin ingresos no se puede recuperar las inversiones. Y este problema es mayor porque el hecho de estar apagada por cuestiones técnicas de la red eléctrica no es algo que se resuelva pronto. Significa que el nudo donde estás conectada está saturado.

Ya hemos contado en alguna ocasión cuáles son los nudos donde más se están lelvando estas restricciones y en algunos casos son muy llamativos los datos, sobre todo en Extremadura y Ciudad Real donde la fotovoltaica pierde más del 40% de lo que produce, auténticas barbaridades.

Toledo-Ciudad Real-Granada, el eje dónde se llega a perder más de un 30% de la producción renovable en España
La subestación de Arenas de San Juan es el nudo donde más generación renovable se pierde con casi uno de cada tres gigavatios que se producen

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4 comentarios

  • pepe

    pepe

    05/09/2025

    Tal vez va siendo hora de poner baterías de respaldo
  • Sol Mediterráneo

    Sol Mediterráneo

    05/09/2025

    Oportuno artículo que nos recuerda uno de los temas más urgentes a resolver en el Sistema Eléctrico Peninsular.

    El excelente despliegue fotovoltaico desde 2.019 ha terminado su primera fase, que era cubrir las horas solares evitando usar carbón o gas en este periodo.

    Antes de entrar en la segunda etapa, nos hemos encontrado con muchas horas de precios cero Euros, al 31.8.25 el precio medio capturado por la fotovoltaica que acude al mercado ha sido de 35 Euros/Mwh valor muy justo en rentabilidad económica para estas instalaciones.

    Precios bajos y excedentes fotovoltaicos es una gran oportunidad para España que no tiene recursos fósiles y debe importarlos.

    Este nuevo ciclo, tiene tres ejes fundamentales, garantizar un crecimiento anual de 5.000 Mwh en los próximos tres años, evitar vertidos y rentabilizar instalaciones.

    Para ello lo más importante es almacenar en horas de excedentes y precios ceros, optimizando la hidráulica de bombeo actual que está facturando a 100 Euros/Mwh el mejor precio del mercado.

    Como la política hidráulica va muy retrasada y no puede resolver el problema del crecimiento actual, hay que recurrir a las baterías que posiblemente tengan un impresionante crecimiento de generación en los próximos años.

    Otra tarea que podemos mejorar es, volver a generar con Ciclos Combinado 1.000 Mwh y Cogeneración 500 Mwh para dejar hueco a la fotovoltaica, el resto de ajuste necesarios, se pueden realizar con hidráulica, nuclear y renovables.

    Sin olvidar que la carga de VE con cargadores de más de 250 kwh es una excelente oportunidad para plantas que estén situadas cerca de autovías muy transitadas, abriendo un nuevo concepto de electrolineras.
  • naughty

    naughty

    05/09/2025

    Toda estrategia es buena cuando se trata de librarte de la competencia. Se apretará más retrasando la instalación de almacenamiento y la adecuación y capacidad de red. Hasta que se rindan, y vendan o cierren.
  • Miguel A. A.

    Miguel A. A.

    06/09/2025

    Si algo quedó claro el día del apagón fue el enorme desequilibrio que hay en generación en la zona suroeste (Andalucía, Extremadura y Castilla la Mancha). Ese día había en la zona 19 GW de generación para 9GW de consumo, además, de los 19 GW, 16 GW de fotovoltaica y eólica, que no tienen inercia ni gestión de tensión. A ellos habría que sumar otros 2 GW de autoconsumo que además inyecta en la red sin ningún control de REE. Ese día intentaron controlar la inercia y tensión de la zona con un reactor nuclear al 70% y dos turbinas de gas a ralentí. Pasó lo que podía pasar..

    Ahora REE manda arrancar unas cuantas centrales de gas en la zona para estabilizar tensión y frecuencia en la zona.. lo que quita generación de fotovoltaica y eólica en esa zona.

    Si la generación duplica el consumo en horario solar de la zona, y además no hay capacidad de exportar tanta electricidad a otras zonas, entonces, almacenar es una de las soluciones, dado que en esa zona se consume mucho gas cuando se va el sol.

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