Por un momento, España generó el 96% de su demanda de electricidad con renovables. Ni siquiera eso la libró de quemar carbón

En un fin de semana de clima inestable, una noticia alentadora: el viento, el sol y el agua generaron el 96% de la demanda de electricidad en España en pleno sábado. Con la nuclear rindiendo muy por debajo de su capacidad, ganarle la partida al carbón y el gas con esa superioridad numérica podría dar a entender que tenemos el camino hecho en nuestro compromiso hacia un futuro energético más sostenible.

Pero el logro, como suele ocurrir al hablar del mercado eléctrico, no está exento de complejidades. Si bien las renovables son una fuente cada vez más dominante, su integración total en la red eléctrica está lejos, y la necesidad de fuentes de energía de respaldo, como el carbón y el gas, nos obliga a mantener las centrales abiertas.

Un país entero funcionando con renovables. El sábado a las 13:00, la demanda de energía eléctrica en España rondaba los 22.400 megavatios hora. En ese momento, Red Eléctrica registraba una generación de 21.500 MWh a partir de fuentes renovables: energía fotovoltaica (12.000), energía eólica (7.000), energía hidroeléctrica (1.800) y energía termosolar (490), entre otras (250).

El momento coincidió, para mayor alegría de las renovables, con dos reactores nucleares fuera de servicio: Cofrentes (de Iberdrola) por recarga y Ascó I (de Endesa) por una avería, lo que redujo en un tercio la capacidad nuclear.

Una interpretación más precisa. Una manera de interpretar estos datos es que el 96% de la electricidad del país lo generaron el sábado a mediodía las renovables, pero el mercado eléctrico español es un sistema complejo que obliga a matizar siempre este tipo de afirmaciones.

En pocas palabras, existe una disonancia entre la electricidad que se vende a plazo y la que se negocia de forma inmediata para atender a la demanda cambiante, y muy dispar, de la geografía española. Si bien las centrales de carbón y ciclos combinados no están en el mercado diario, denominado "spot", siguen siendo necesarias para garantizar la frecuencia y estabilidad del sistema eléctrico, por lo que continúan funcionando y vendiendo energía en el mercado de restricciones.

Qué son el mercado spot y el mercado a plazo. Son dos modalidades de compra y venta de la energía eléctrica. El mercado spot, gestionado por OMIE, es un sistema de transacciones a corto plazo donde los productores y consumidores acuerdan el precio y la cantidad de electricidad que será suministrada en un intervalo de tiempo diario o intradiario (generalmente para las siguientes 24 horas).

En contraste, el mercado a plazo se refiere a contratos de largo alcance, que pueden abarcar desde semanas hasta años, y permiten asegurarse un precio fijo o variable para la electricidad durante un periodo futuro. Ambos mecanismos coexisten para combinar liquidez, flexibilidad y estabilidad en el sistema eléctrico.

El carbón y el gas no se apagan. De hecho, el gas, los ciclos combinados y el carbón generaban el sábado a las 13:00 más de 2200 mWh de energía con sus correspondientes emisiones de CO2 en la atmósfera. Sumados a las renovables, el mix superaba con creces los 22.400 mWh de demanda, pero España exporta también a Portugal, Marruecos y Andorra, lo que explica la diferencia.

Las fuentes renovables pueden ser inestables (el sol no siempre brilla, el viento no siempre sopla) y su producción cambia enormemente en la variada geografía española. Se necesitan otras fuentes de energía para equilibrar el sistema y, con la nuclear pasando por algunos problemas, el carbón y los ciclos combinados de vapor y gas siguen funcionando las 24 horas como respaldo del sistema eléctrico.

El matiz no afecta demasiado a la imagen amplia de la noticia. España es uno de los líderes europeos en el desarrollo y uso de energías renovables, ha invertido mucho dinero en tecnología eólica y solar y se ha convertido uno de los principales productores de Europa. Lo que ocurrió el sábado es un espaldarazo a todo ese esfuerzo conjunto.

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