MERCADO ELÉCTRICO
Extremadura y Castilla-La Mancha concentran las mayores ayudas y potencia para proyectos de almacenamiento de energía
El Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO), a través del Instituto de Ahorro y Diversificación de la Energía (IDAE), ha concedido 150 millones de euros de fondos NextGenEU para incentivar 36 proyectos de almacenamiento conectado a instalaciones de generación renovable –fundamentalmente fotovoltaicas y eólicas– por todo el territorio.
Estas iniciativas, de carácter innovador, que suman una potencia de 904 MW, impulsarán el avance para consolidar un parque de almacenamiento renovable en España de 22 GW en 2030, en línea con los objetivos de la Estrategia de Almacenamiento Energético y del borrador de actualización del Plan Integrado de Energía y Clima (PNIEC) 2021-2030. El resultado de esta convocatoria contribuye al cumplimiento de los hitos y metas del Componente 8 del Plan de Recuperación, Transformación y Resiliencia (PRTR).
Esta primera línea de ayudas para proyectos innovadores de almacenamiento energético hibridado con instalaciones renovables, incluida dentro del PERTE-ERHA de Energías Renovables, Hidrógeno Renovable y Almacenamiento, adjudica el total de la ayuda prevista –150 millones– entre los 36 proyectos seleccionados en concurrencia competitiva, lo que demuestra el elevado interés del sector por el almacenamiento para otorgar flexibilidad y adaptabilidad al sistema eléctrico. Un interés que ha sobrepasado el presupuesto disponible, ya que a la convocatoria han concurrido 266 expedientes cuyas solicitudes de subvenciones multiplicaban por siete el monto disponible.
La mayoría de los proyectos beneficiarios de la ayuda se orientan a incorporar o reforzar la capacidad de almacenamiento en instalaciones de generación eólica o fotovoltaica mediante tecnología electroquímica. Se localizan en 27 municipios de nueve comunidades autónomas: Andalucía, Aragón, Castilla y León, Comunitat Valenciana, Galicia, Illes Balears, Navarra, Castilla-La Mancha y Extremadura. Destacan, sobre todo, estas dos últimas, que cuentan con los proyectos de más potencia –632,4 MW adicionales– y concentran la mayor parte de la ayuda: 95,4 millones la suma de ambas.
Un total de 27 iniciativas –tres de cada cuatro– se ubican en áreas de reto demográfico y/o transición justa. En conjunto, los 36 proyectos movilizarán inversiones por unos 570 millones.
El almacenamiento es una tecnología fundamental para garantizar un sistema eléctrico 100% renovable en 2050. Al término de 2023 casi el 51% de la electricidad generada en España ya es de origen renovable.
El PERTE EHRA es un completo programa de instrumentos y medidas para desarrollar tecnología, conocimiento, capacidades industriales y nuevos modelos de negocio que refuercen la posición del liderazgo de España en el campo de las energías limpias. Movilizará una inversión superior a los 16.300 millones, entre aportaciones del Plan de Recuperación y fondos privados.
Además de esta convocatoria de ayudas para proyectos innovadores de almacenamiento energético hibridado con instalaciones renovables, el PERTE_ERHA incluye otras tres líneas de ayudas dirigidas a activar proyectos innovadores y nuevos modelos de negocio vinculados al almacenamiento, entre ellas las relativas al almacenamiento eléctrico independiente, térmico y de bombeo reversible, por un total de 446 millones. A ellas se suman los programas de ayudas sobre autoconsumo y fomento de renovables en territorios insulares, ya resueltas, que apuestan por el almacenamiento como tecnología subvencionable clave.
La demanda eléctrica cae un 2,3% en España en 2023, pese al repunte de diciembre
Según los datos que acaba de hacer públicos REE, durante el pasado año 2023, España ha registrado una demanda de 244.686 GWh, un 2,3% menos que en 2022. De nuevo, una vez tenidos en cuenta los efectos del calendario y las temperaturas, la demanda desciende un 1,9% respecto al año previo.
Durante el mes de diciembre, las renovables ha alcanzado una cuota del 54,6% del mix de generación con 12.354 GWh anotados, según los datos disponibles a día de hoy. La aportación de las renovables en este mes ha sido un 24,6% superior al mismo periodo de 2022.
Al buen dato logrado por las renovables ha contribuido, por un lado, la eólica, tecnología líder de producción por tercer mes consecutivo, con el 26,2% de participación en la estructura de generación y 5.913 GWh. Además, la hidráulica alcanza la tercera posición del mix con el 18,3% del total nacional. Por su parte, la solar fotovoltaica ha aportado en diciembre el 8,2% del total en España y su generación ha crecido un 64,1% respecto a diciembre de 2022.
Con datos provisionales a día 31 de diciembre, la producción anual de renovables en España ha superado por primera vez el 50% (50,4%) y ha batido récords tanto en participación en el mix como en GWh generados, al rozar los 135.000 GWh, datos que confirman las previsiones de Red Eléctrica. Por otra parte, el 78% de la producción eléctrica del mes procedió de tecnologías que no emiten CO2 equivalente. En el sistema eléctrico peninsular, la demanda de diciembre fue un 3,7% superior con respecto a la del mismo mes del 2022, teniendo en cuenta los efectos de laboralidad y las temperaturas. En términos brutos, se ha registrado una demanda de 19.919 GWh, un 4,1% más que en el mismo mes de 2022.
A lo largo del año 2023, la demanda peninsular ha sido de 229.526 GWh, un 2,5% menos que la registrada en 2022. Una vez tenidos en cuenta los efectos de la laboralidad y las temperaturas, la demanda desciende un 2,1%.
El conjunto de las renovables generó en el mes el 56,8% del total peninsular y el 81,4% procedió de tecnologías que no emiten CO2 equivalente, mientras que a lo largo de 2023 se alcanzó una cobertura con renovables del 52,3 por ciento.
La interconexión eléctrica de España y Portugal ha asignado 620 MW para cada hora del año
El sistema eléctrico español percibirá 79,3 millones de euros como resultado de las subastas anuales de capacidad de intercambio de electricidad de las interconexiones con Francia y Portugal para 2024, que se han celebrado entre el 4 y el 12 de diciembre, según datos de REE.
Estas subastas son una herramienta de gestión para la asignación de derechos de uso de capacidad anual en las interconexiones con los países vecinos.
De esta manera, Red Eléctrica, Réseau de Transport d’Électricité (RTE) y Redes Energéticas Nacionais (REN), operadores de los sistemas eléctricos de España, Francia y Portugal respectivamente, han llevado a cabo cuatro subastas: una para cada sentido de la interconexión España-Francia y España-Portugal.
Según REE, en la interconexión con Portugal se han asignado derechos financieros de capacidad de intercambio. Los adjudicatarios tienen derecho a recibir a lo largo del año la diferencia positiva de precios en el mercado diario entre las zonas de España y Portugal en el sentido de la capacidad asignada. Las rentas de congestión generadas alcanzan un valor de 8,7 millones de euros, la mitad de los cuales corresponden al sistema español.
En el sentido España-Portugal, se han ofrecido y asignado 620 MW para cada hora del año, estableciéndose un precio resultante de 1,40 euros por MW y hora, obteniendo capacidad 12 de las 42 entidades participantes en la subasta. Por su parte, en el sentido Portugal-España se han ofrecido y asignado 430 MW, con un precio resultante de 0,28 euros por MW y hora, habiendo obtenido capacidad 12 de las 37 entidades participantes en la subasta.
Según REE, en la interconexión con Francia se han asignado derechos físicos de capacidad de intercambio. Los adjudicatarios tienen la opción de establecer a lo largo del año intercambios físicos de energía a través de la interconexión, o bien recibir la diferencia positiva de precios de los mercados diarios entre España y Francia en el sentido de la capacidad asignada.
Para 2024, las rentas de congestión generadas alcanzan un valor de 150 millones de euros, a repartir a partes iguales entre los sistemas español y francés.
En el sentido España-Francia, se han ofrecido y asignado 690 megavatios (MW) para cada hora del año. Así, se ha establecido un precio resultante de 16,61 euros por MW y hora, y han obtenido capacidad 20 de las 59 entidades participantes en la subasta.
Por su parte, en el sentido Francia-España, se han ofrecido y asignado 820 megavatios (MW) de capacidad, con un precio resultante de 6,85 euros por MW y hora, habiendo obtenido capacidad 23 de las 66 entidades participantes en la subasta.
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