Por Bojan Lepic – 15 de diciembre de 2022 (Rigzone)
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Las ambiciones de transición energética de Europa enfrentan varios desafíos, pero un impedimento importante para poner en línea nueva energía renovable es la capacidad insuficiente de la red, afirma Rystad Energy.
Según el pronóstico de caso base actual de Rystad Energy, Europa agregará hasta 530 GW de energía solar fotovoltaica y energía eólica terrestre y marina entre 2022 y 2030, más de 66 GW por año en promedio. Además, la participación de la energía solar y eólica combinada como parte de la capacidad instalada total superó el 10 % en 2010 y se triplicó con creces en 2021, alcanzando el 34 %, según la investigación de Rystad Energy.
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Si Europa quiere seguir siendo líder en la transición energética, será necesario desarrollar una gran cantidad de capacidad de red, tanto para integrar la nueva capacidad de generación en las combinaciones de energía de los respectivos países como para conectar mejor a los países europeos para que la electricidad pueda fluir en la mayor cantidad posible. forma óptima.
La asombrosa cantidad de nueva capacidad solar y eólica que se espera que entre en funcionamiento en Europa en los próximos años significa que la interconectividad de la red será el cuello de botella tanto para el uso más eficiente de las fuentes de energía como para la descarbonización general más lenta del sector energético a medida que aumenta el uso de combustibles fósiles. necesita ser utilizado para compensar.
Los plazos para nuevos proyectos son muy largos y algunos países de Europa ya están reduciendo la energía renovable que podría usarse en otros lugares; por ejemplo, Alemania redujo alrededor de 10,2 TWh de energía eólica en 2017, el nivel más alto de cualquier país europeo hasta la fecha. El promedio anual es de alrededor del 5% de la energía renovable variable restringida, lo que destaca cómo los cuellos de botella ya son un problema.
“La red eléctrica cada vez más conectada de Europa es una de las primeras a nivel mundial en absorber cantidades sustanciales de energía renovable e intermitente. Mover energía alrededor del continente para minimizar el uso de combustibles que emiten carbono solo será posible si se actualiza la red. Esto no será simple, rápido ni barato, pero reducirá las emisiones de gases de efecto invernadero y aumentará la seguridad energética. Ahora ha comenzado la carrera para ver si las actualizaciones de la red pueden igualar los asombrosos niveles de nuevas energías renovables que entrarán en funcionamiento en la próxima década”, dice Fabian Rønningen, analista senior de mercados de energía en Rystad Energy.
Para un sistema energético futuro, en el que las fuentes de energía de Europa se utilicen de manera óptima, tanto los políticos como la industria tendrán que pensar de manera diferente sobre el desarrollo de la red, en comparación con el statu quo.
La mayor parte de la nueva capacidad que entrará en funcionamiento en Europa en las próximas décadas será solar y eólica, y dichos recursos variarán significativamente en todo el continente. Las partes del sur de Europa tienen mejores condiciones solares que el norte, mientras que los recursos eólicos son más altos en las regiones del norte y este del continente, así como en todas las áreas costeras y en alta mar. Esto significa que el futuro sistema energético de Europa podría tener un grado mucho mayor de flujos de electricidad entre países de lo que vemos hoy, a pesar de que Europa ya se considera bien interconectada.
Estudio de caso: España
Spain has emerged as one of the European leaders when it comes to both solar and wind development, and currently has one of the largest renewables pipelines in Europe. Spain has the most economic solar potential of the large European countries due to its sizeable landmass and high yearly solar irradiation, while it has also been a pioneer in the European wind industry. Furthermore, due to its relatively weak coupling to the rest of continental Europe, Spain provides an excellent example of how internal European grid bottlenecks could hamper Europe’s energy transition.
Aunque se espera que el desarrollo de la red dentro de España crezca rápidamente durante la próxima década, actualmente solo están planificados tres interconectores de alta tensión a Francia, dos de los cuales no se espera que entren en funcionamiento antes de 2027. Los responsables políticos deben determinar si los planes de desarrollo de la red están en línea. con objetivos ambiciosos de energía renovable para garantizar que la capacidad de transmisión no restrinja la transición energética.
La capacidad instalada de fuentes de energía renovable en España se duplicará con creces para 2030 en el pronóstico de caso base actual de Rystad Energy. Mientras que la capacidad instalada de fuentes de energía no renovables se reducirá de 54 GW en 2022 a 34 GW para 2030, la capacidad de fuentes de energía renovables crecerá de 64 GW a 151 GW. La energía solar impulsará la mayor parte del crecimiento de las energías renovables, impulsada principalmente por los desarrollos en el centro de España.
Los planes de expansión de la capacidad de los transformadores están establecidos para mantenerse al día con estos ambiciosos objetivos de crecimiento en la capacidad instalada. El operador del sistema de transmisión de España, Red Eléctrica, ha trazado planes detallados para las actualizaciones y expansiones de su red de transmisión. Hacia fines de esta década, estos planes podrían ver crecer la capacidad del transformador en más del 220% en comparación con los niveles de 2022.
Si bien estas actualizaciones de la red están planificadas en toda España, parece que la mayor parte de la capacidad se agregará en el sur y centro de España, particularmente en comunidades como Andalucía y Castilla y León. Estas son también las regiones donde la mayor parte de la capacidad solar y eólica planificada entrará en funcionamiento en los próximos años.
La última vez que entró en funcionamiento un interconector de alta tensión entre España y Francia fue en 2015. En los años siguientes, los países reconocieron los beneficios mutuos de una mayor integración de sus redes eléctricas al proyectar otros tres conectores de corriente continua de alta tensión a través de su frontera compartida. Uno de los proyectos es un enlace de 400 kilómetros que se extenderá entre la subestación Cubnezais cerca de Burdeos, Francia, y la subestación Gatika cerca de Bilbao, España, conocido como el proyecto del Golfo de Vizcaya.
El interconector se instalará principalmente bajo el mar en el Océano Atlántico y el resto se enterrará bajo tierra y será el primer interconector submarino entre España y Francia. El proyecto tiene una capacidad de transmisión total de 2 GW y elevará la capacidad total de interconexión entre los dos países a 5 GW. Actualmente se espera que el proyecto esté terminado para 2027. Además, los países están invirtiendo en refuerzos para los interconectores existentes.
Cuando se trata del uso de los interconectores Francia-España, la energía ha fluido principalmente hacia España. España ha sido un importante importador neto de electricidad francesa todos los años desde 2016, con 12,4 TWh de importaciones netas anuales en su punto máximo en 2017. Este año mostrará un cambio significativo con España como exportador neto a Francia todos los meses en 2022 excepto febrero, en medio de un gran déficit en la generación nuclear francesa. De 2016 a 2022, España fue un gran importador neto de energía nuclear francesa barata, mientras que en 2022 España tuvo la flexibilidad de aumentar principalmente la generación de energía a gas para apoyar a los consumidores franceses en medio de la crisis energética.
Además, España es actualmente uno de los mayores generadores de energía renovable en Europa y tiene una impresionante cartera de proyectos de energía renovable, mientras que una proporción sustancial de la electricidad exportada a Francia en lo que va de 2022 ha sido solar y eólica.
A diferencia de España, Francia no tiene previsto aumentar la cuota de fuentes de energía renovables en su combinación energética en la misma medida. Se espera que la situación de la energía nuclear en Francia mejore en 2023, lo que también beneficiará a España. Con más interconectores entre Francia y España, los dos pueden confiar el uno en el otro durante los períodos en que su producción de energía es baja.
Esto plantea la pregunta: ¿se está desarrollando suficiente capacidad de interconexión en España y Francia en comparación con el ritmo de las instalaciones renovables? Los plazos de los proyectos de interconexión son muy largos, como lo demuestra el proyecto del Golfo de Vizcaya, que se espera que tarde 10 años desde las consultas iniciales iniciadas en 2017 hasta que se espera que esté en línea en 2027.
A modo de ilustración, 5 GW de capacidad de transmisión podrán intercambiar aproximadamente 40 TWh por año si se usan con factores de utilización muy altos, una cantidad sustancial, pero relativamente pequeña en comparación con la demanda total de energía en ambos países. También se espera que la demanda de energía de ambos países aumente rápidamente después de 2025, a medida que continúa la electrificación de sus economías. Además, el ejemplo España-Francia es sólo uno de muchos.
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Muchas de las mismas preguntas surgirán en otras partes de Europa, especialmente a medida que el Mar del Norte está emergiendo como otro centro energético europeo con cientos de gigavatios de capacidad que se planea que entren en funcionamiento en las próximas décadas. Por lo tanto, tanto los formuladores de políticas como el sector eléctrico deben examinar cuidadosamente si los planes de desarrollo de un país para la nueva capacidad de generación coinciden con sus planes de desarrollo para la capacidad de transmisión tanto interna como transfronteriza.
Los plazos para nuevos proyectos son muy largos y Europa simplemente no puede permitirse cuellos de botella en la red que detengan sus planes de transición energética.
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