Desde hace años en España se critica el retraso en mejorar e invertir en redes eléctricas, tanto de alta tensión como de distribución.

Una de las principales consecuencias es la saturación de los nudos o subestaciones eléctricas por la excesiva generación renovable y donde la red no puede evacuar toda la energía que potencialmente se puede producir.

"En julio, hay nudos en los que más de un 40% de su energía no es integrable", decía hace unos días Jorge Antonio González Sánchez, director de Energía y Proyectos de Losán, una multinacional fabricante de productos derivados de la madera.

Pero es un problema generalizado. Por ejemplo, a los parques eólicos escoceses se les pagó para que no produjeran el 37% de su producción planificada durante el primer semestre de este año, ya que la electricidad no podía usarse localmente ni trasladarse a donde se necesitaba, según señala el Financial Times. 

Los cuatro teravatios hora de producción reducida en el norte de Escocia habrían sido suficientes para abastecer a todos los hogares de Escocia durante todo el período de seis meses.

Los parques eólicos de la zona representaron el 86% del total de 4,6 teravatios hora de electricidad recortados en Gran Bretaña, un 15% más que en el mismo período del año pasado.

Es probable que las cifras aumenten la preocupación por las ineficiencias en el diseño del sistema eléctrico británico, en rápida evolución, y su impacto en las facturas energéticas de todos los consumidores.

Curtailments generalizados

“La subinversión crónica en la red durante las últimas décadas ha dado lugar a estos pagos por restricciones”, señala un ejecutivo del sector en Reino Unido. “Las mejoras en la red proporcionarán la capacidad para transportar la energía a la demanda en el sur”, añade. 

Este contexto significa que, aunque haya producción, la capacidad de transmisión en ese punto de la red se ve superada por la energía que intenta evacuar. Ello provoca que no se pueda transportar toda la electricidad generada hacia los centros de demanda y que se pierda. Lo que se conoce como 'curtailment' técnico.

En España hay unos 30 nudos calientes, casi todos ellos concentrados en las provincias de Cáceres, Badajoz, Toledo y Ciudad Real. "En julio pasado, más de la mitad de los curtailments fueron de fotovoltaica, unos 392 GWh", puntualizaba Rodrigo García Ruiz, Energy and Risk Management Analysis Manager en Optimize Energy.

Este fenómeno suele ser más frecuente en zonas de alta generación renovable y baja demanda local, o allí donde la infraestructura de red no se ha reforzado al ritmo del despliegue de nueva capacidad.

Retrasos en Alemania

También nuestros vecinos germanos sufren los problemas de no haber modernizado su red eléctrica a tiempo.

El país necesita ampliar y reforzar unos 14.000 km de líneas de alta tensión para transportar la electricidad generada por renovables desde el norte (principalmente eólica) hasta sus centros industriales en el sur.

Lo peor es que no parece que se vaya a hacer pronto. Los procesos de autorización y construcción están significativamente retrasados: solo se han completado unos 2.000 km, y los grandes corredores críticos aún están en fase de aprobación, lo que implica que la ampliación prevista para 2025 se ha postergado probablemente para 2027.

Las redes eléctricas envejecidas necesitan modernización urgente. El gobierno alemán planea invertir unos 500.000 millones de euros para actualizarlas, pero esta transformación es un proyecto a mediano plazo.

Problemas en Italia

Otro de los países que llega más tarde en su desarrollo renovable, pero que también vislumbra problemas para su incorporación a la red eléctrica es Italia.

El sistema enfrenta dificultades para acomodarla, sobre todo por la diferencia entre la mayor producción en el sur del país (donde se está instalando más fotovoltaica) y mayor consumo industrial en el norte.

Esto exige reforzar infraestructuras y mejorar la gestión de los flujos eléctricos, según el informe del Tribunal Europeo de Cuentas, 'Adaptación de la red eléctrica de la UE a las cero emisiones netas' de 2025.

El operador del sistema del país alpino Terna tiene en marcha un proyecto de inversión de 11.000 millones de euros para casi duplicar la capacidad de intercambio entre sur y norte, mediante tecnologías como corriente continua de alta tensión (HVDC), nuevas conexiones submarinas y líneas más eficientes.

Y esto solo en Europa (a excepción de Francia, que tiene una red eléctrica robusta y estable, en gran medida gracias a su alto peso de energía nuclear).

En EEUU, el 70% de las líneas de transmisión tiene más de 25 años y la red se diseñó en torno a generación fósil, fragmentada y con capacidades limitadas para conectar los nuevos proyectos renovables que suelen requerir ubicaciones distintas a las infraestructuras existentes.

Hay unos 1.000 GW (gigavatios) en espera para conectarse a la red —casi cuatro veces más que la capacidad renovable instalada— y las demoras pueden prolongarse años.

Sólo el año pasado, casi 2.600 GW buscaban activamente su interconexión, lo que genera incertidumbres, costes adicionales y desigualdad entre regiones o tecnologías, según la primera 'Hoja de Ruta para Acelerar la Conexión de más Proyectos de Energía Limpia a la Red Eléctrica', realizada en 2024 por el Departamento de Energía de EEUU.