La generación pública neta de electricidad en 2023 alcanzó una cuota récord del 59,7 por ciento, mientras que la cuota de la carga fue del 57,1%
Energía renovable 04/03/2024
Marcos Bach
La generación pública neta de electricidad en 2023 alcanzó una cuota récord del 59,7% a partir de energías renovables. La cuota de la carga fue del 57,1%. Este es el resultado de un análisis presentado por el Instituto Fraunhofer de Sistemas de Energía Solar ISE. En 2023, amplían en El Periódico de la Energía, se establecieron nuevos récords para la energía eólica y solar. Por el contrario, la generación a partir de lignito (-27%) y hulla (-35%) experimentó un fuerte descenso.
La fotovoltaica destacó en la expansión de la capacidad de generación: con cerca de 14 gigavatios, la expansión fue de dos dígitos por primera vez y superó significativamente el objetivo legal de protección del clima del Gobierno alemán.
La energía eólica volvió a ser la fuente más importante de electricidad en 2023, aportando 139,8 teravatios hora (TWh) o el 32% de la generación pública de electricidad. Esta cifra es un 14,1% superior a la del año anterior. La cuota de la energía eólica terrestre aumentó a 115,3 TWh (2022: 99 TWh), mientras que la producción en alta mar cayó ligeramente a 23,5 TW (2022: 24,75 TWh).
La expansión de la energía eólica sigue por detrás de lo previsto: hasta noviembre se habían instalado 2,7 gigavatios (GW) en tierra, frente a los 4 GW previstos. La expansión de las instalaciones en alta mar es aún más lenta debido a las licitaciones necesarias y a los largos plazos de construcción. En 2023 sólo se habían instalado aquí 0,23 GW (previsto: 0,7 GW).
Los sistemas fotovoltaicos generaron unos 59,9 TWh en 2023, de los cuales 53,5 TWh se vertieron a la red pública y 6,4 TWh se destinaron al autoconsumo. Con cerca de 9 TWh, junio de 2023 fue el mes con mayor generación de energía solar de la historia. La producción solar máxima de 40,1 GW se alcanzó el 7 de julio a las 13:15, lo que correspondió a una cuota del 68% de la generación de electricidad.
En 2023, la expansión de la energía fotovoltaica superó con creces los objetivos del Gobierno alemán: en lugar de los 9 gigavatios previstos, en noviembre se habían instalado 13,2 gigavatios; según datos preliminares, a finales de 2023 serán más de 14 gigavatios. Se trata de un fuerte aumento respecto a 2022 (7,44 GW). La expansión fotovoltaica en Alemania alcanzó así por primera vez los dos dígitos.
La energía hidroeléctrica pasó de 17,5 TWh en 2022 a 20,5 TWh. La capacidad instalada de 4,94 GW apenas ha variado respecto a años anteriores.
Con 42,3 TWh, la biomasa se situó al mismo nivel que en 2022 (42,2 TWh). La capacidad instalada es de 9 GW.
En total, las energías renovables produjeron unos 260 TWh en 2023, alrededor de un 7,2% más que el año anterior (242 TWh). La cuota de las energías renovables generadas en Alemania en la carga, es decir, la mezcla de electricidad que realmente sale del enchufe, fue del 57,1%, frente al 50,2% en 2022.
Además de la generación neta de electricidad pública, la generación neta total de electricidad también incluye la generación propia de la industria y el comercio, que se genera principalmente utilizando gas. La cuota de las energías renovables en la generación neta total de electricidad, incluidas las centrales eléctricas de las “empresas de los sectores manufacturero, minero y de canteras”, se sitúa en torno al 54,9% (2022: 48,2%).
La carga de la red eléctrica ascendió a 457 TWh, unos 26 TWh menos que en 2022. Debido a los elevados precios de la electricidad y al aumento de las temperaturas, probablemente se ahorró mucha electricidad. El aumento del autoconsumo de energía solar también redujo la carga. La carga incluye el consumo de electricidad y las pérdidas de la red, pero no el consumo de energía de bombeo ni el autoconsumo de las centrales convencionales.
Después de que las centrales de carbón alemanas aumentaran su producción en 2022 -debido a la interrupción de las centrales nucleares francesas, pero también a las distorsiones del mercado eléctrico provocadas por la guerra de Ucrania-, su cuota cayó significativamente en 2023. Como consecuencia de la caída de las exportaciones de electricidad de carbón, pero también debido a las buenas condiciones del viento, la generación en noviembre de 2023 fue un 27% inferior a la del mismo mes del año anterior.
En conjunto, la generación a partir de lignito para el consumo público de electricidad cayó en torno a un 27%, pasando de 105,9 a 77,5 TWh. A ello hay que añadir 3,7 TWh para consumo propio industrial. La producción bruta de electricidad descendió al nivel de 1963.
La producción neta de las centrales térmicas de hulla para el consumo público de electricidad ascendió a 36,1 TWh (-35%) y a 0,7 TWh para el consumo industrial. La producción bruta de electricidad descendió al nivel de 1955. El uso de gas natural para generar electricidad se mantuvo ligeramente por debajo del nivel del año anterior, con 45,8 TWh para el suministro público de electricidad y 29,6 para el consumo propio industrial. Debido al cierre de las tres últimas centrales nucleares de Emsland, Neckarwestheim e Isar el 15 de abril de 2023, la energía nuclear sólo contribuyó con 6,72 TWh a la generación de electricidad, lo que corresponde a una cuota del 1,5%.
Con la expansión de las fluctuantes energías renovables, aumenta también la necesidad de ampliar la red y la capacidad de almacenamiento. Los sistemas de almacenamiento en baterías que se instalan de forma descentralizada para amortiguar la generación de energía eólica y solar son especialmente adecuados.
El segmento de los hogares privados está experimentando un fuerte crecimiento, como ocurre con los sistemas fotovoltaicos. En general, la capacidad instalada de baterías casi se duplicó, pasando de 4,4 GW en 2022 a 7,6 GW en 2023, mientras que la capacidad de almacenamiento aumentó de 6,5 GWh a 11,2 GWh. La capacidad de las centrales alemanas de acumulación por bombeo ronda los 6 GW.
Tras un superávit de exportación de 27,1 TWh en el comercio de electricidad en 2022, en 2023 se registró un superávit de importación de 11,7 TWh. Esto se debió principalmente a los menores costes de generación de electricidad en los países europeos vecinos en verano y al elevado coste de los certificados de CO2. La mayor parte de las importaciones procedieron de Dinamarca (10,7 TWh), Noruega (4,6 TWh) y Suecia (2,9 TWh). Alemania exportó electricidad a Austria (5,8 TWh) y Luxemburgo (3,6 TWh).
En invierno, los precios de intercambio de la electricidad volvieron a subir y los certificados de CO2 se abarataron. Esto llevó a un balance equilibrado en noviembre y, junto con una elevada generación eólica, a excedentes de exportación en diciembre. A diferencia de sus países vecinos (Austria, Suiza y Francia), Alemania también dispone en invierno de capacidad suficiente para producir electricidad destinada a la exportación.
El precio medio de la electricidad en el mercado diario ponderado por volumen cayó bruscamente a 92,29 euros/MWh o 9,23 céntimos/kWh (2022: 230,57 euros/MWh). Esto lo sitúa de nuevo en el nivel de 2021.
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