Una sobrecapacidad sin precedentes y una demanda de capa caída, que ha vuelto a los niveles de 2005. Es otra de las muchas claves que explican el multimillonario déficit de tarifa (menos ingresos, y más instalaciones para repartírselos) y este año ha estado lejos de corregirse. El consumo de electricidad ha cerrado 2013 con una caída, tercera consecutiva, del 2,1%, de acuerdo con REE, que este viernes publicó su tradicional avance (REE) de los datos del sistema eléctrico español.
Según la empresa responsable del transporte y operación del sistema, la demanda bruta se ha situado en 246.166 gigavatios/hora (GWh), lo que supone un 2,3% menos que en 2012 y la cifra más baja desde 2005. Entonces, España tenía instalados 73.970 megavatios (MW). Hoy tiene 108.148.
Ese aluvión de nueva potencia se explica en buena medida, como argumentan las grandes eléctricas, por la incorporación de las tecnologías renovables, que este año han seguido instalando potencia que se libró de la moratoria decretada por el Gobierno en febrero de 2012 al estar incluidas esas plantas en el prerregistro de instalaciones, la lista de espera del Ministerio de Industria, a las que no afectó la eliminación de primas para nuevas instalaciones.
Así, la eólica, la renovable más eficiente, que este año ha incrementado su potencia en 538 MW (un 0,8% más), ha crecido un 133% en el periodo 2005-2013, hasta 22.900 MW.
Además, en 2013 ha destacado el avance de dos tecnologías inexistentes en el mapa eléctrico español de hace 8 años: fotovoltaica (que este año ha instalado otro 3,2% adicional, hasta 4.681 MW) y termosolar, la última en llegar y la que presenta un avance más significativo, nada menos que del 15%, hasta 2.300 MW. Tecnologías para las que el Ministerio de Industria ultima un nuevo marco retributivo que anunció en julio, que sigue sin desvelarse y que, por sus efectos (la supresión de las llamadas y denostadas primas), propiciará una catarata de demandas contra el Estado español por su carácter retroactivo.
El llamado régimen ordinario, en cambio, no ha instalado potencia este año aunque con respecto a 2005 ha tenido un crecimiento acumulado cercano al 24%, derivado en buena medida de la incorporación de centrales de ciclo combinado. Estas plantas, que se han visto desplazadas por las renovables (su aportación en el 'mix' se ha quedado ya incluso por debajo del 10%), funcionan con gas natural y actúan de respaldo de las renovables cuando no hay viento ni sol. Y han mantenido este año su potencia instalada en 27.206 MW, un 122,5% más que en 2005.
También han registrado avances con respecto a hace ocho años hidráulica (6,6%) y carbón (1,8%), aunque el fuel ha desconectado en este tiempo más de 3.000 MW, con un descenso acumulado superior al 47%. Respecto a la nuclear, no ha habido variaciones, dado que REE sigue contabilizando en su balance eléctrico los 450 MW de Garoña, que lleva parada más de un año.
Este año, el máximo diario de consumo se produjo el 23 de enero, alcanzando los 808 GWh, y el récord de demanda instantánea (del 27 de febrero) se situó en 40.277 MW, un 7,5 % menor que el máximo de 2012 y un 11,4% inferior al récord absoluto, los 45.450 MW del 17 de diciembre de 2007.
En términos de cobertura de la demanda, las energías renovables, “favorecidas por la elevada hidraulicidad de los primeros meses del año, han cubierto el 42,4% de la demanda eléctrica de 2013, 10,5 puntos más que el año anterior”, destaca REE.
La eólica ha sido, por primera vez, la tecnología que más ha contribuido (un 21,1% frente a un 18,1% en 2012), ligeramente por encima de la nuclear, que ha tenido una aportación del 21% (22,1% en 2012). La hidráulica ha duplicado su contribución (hasta el 14,4%), mientras que la aportación de los grupos de carbón y de los ciclos combinados ha descendido respectivamente a un 14,6% y un 9,6% (19,3% y 14,1% en 2012).
“El resto de tecnologías han mantenido una participación similar o con pocas variaciones respecto al año anterior”, indica REE.
Es previsible que este pico de potencia se suavice en los próximos ejercicios, debido a las bajas previstas en el parque de fuel y carbón y a la posibilidad de hibernar centrales de gas que ha abierto el Gobierno en la nueva ley eléctrica. El Ejecutivo también preveía incentivar económicamente el cierre de instalaciones de energía renovable, pero ha dado marcha atrás en el Decreto que actualmente analiza la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC).
