El consumo eléctrico se hunde un 36% en Galicia desde los niveles prepandemia

La hoja de ruta para el desarrollo de la red de transporte de energía eléctrica hasta 2026 contempla la instalación de una docena de correctores de tensión en otras tantas subestaciones y la revisión que está a punto de aprobar el Gobierno para adaptar el plan al acelerón de la descarbonización de la economía incorpora cuatro más con una inversión de 14,6 millones de euros. Se llaman reactancias. Suelen quedar a la sombra de los proyectos de grandes líneas, pero su función para evitar sobretensiones en la red se ha vuelto indispensable para garantizar la calidad del suministro.

La electricidad no puede almacenarse a gran escala y hay que cuadrar en todo momento y de forma precisa la producción con la demanda para evitar los temidos apagones. En pleno bum de las renovables, el consumo baja y baja, obligando a Red Eléctrica, el operador del sistema, a echar mano cada vez más de mecanismos de ajuste como el apagado de parques eólicos u otro tipo de centrales de producción para blindar ese equilibrio. Se sacrifica en muchas ocasiones electricidad más barata para blindar la seguridad. Las reactancias son la principal alternativa. Y mucho menos costosas. De las 16 previstas en la planificación, 6 estarán en Galicia. “En los últimos meses, la moderación de la demanda, derivada tanto del COVID como de los efectos de la guerra de Ucrania y del crecimiento del autoconsumo, está dando pie a unas mayores necesidades de control de tensión, especialmente en la zona noroeste de la Península”, apunta Red Eléctrica, que pone a la comunidad como ejemplo de los “costes sustanciales” por los ajustes para la solución de restricciones técnicas: “El control de tensión en la zona gallega ha supuesto más de 100 millones de euros en los primeros cinco meses de 2023”.

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En su análisis de las nuevas obras en el esqueleto eléctrico, la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) va más allá y cifra “el sobrecoste imputado a los consumidores por este concepto” en todo el país el pasado año en más de 600 millones de euros. En 2020 fueron 306 millones, 347 millones en 2021 y 372 millones en 2022.

¿Por qué el importe no deja de crecer y por qué Galicia es el epicentro de las restricciones técnicas? Porque en ninguna otra comunidad mermó tanto la demanda en los últimos años. En 2023 se situó por debajo de los 13.000 gigavatios hora (GWh) tras una caída de casi el 6% en comparación con el ejercicio anterior. No hay precedentes de un volumen tan bajo en, al menos, los últimos 22 años, desde que Red Eléctrica empezó en 2001 a desglosar la evolución de la demanda eléctrica por comunidades. En aquel momento ascendía a 17.700 GWh.

Van prácticamente cinco años de retroceso sin treguas en el consumo, salvo por la ligera recuperación de 2021 después del batacazo provocado por los confinamientos y la hibernación de la actividad en 2020 a causa de la pandemia. La demanda en todo este tiempo en Galicia se hundió el 36%. Las otras dos autonomías con recortes más acusados son Asturias (22% menos que en 2018) y Cantabria (18,8%). En Baleares y Canarias, en cambio, solo mermó el 1%; y alrededor del 3% en Comunidad Valenciana y Castilla-La Mancha.

Red Eléctrica achaca la moderación en la demanda en los últimos meses al COVID-19, los efectos de la guerra de Ucrania y el crecimiento del autoconsumo, aunque el operador, integrado en el grupo Redeia, ya se preguntó si existía un cambio de paradigma entre la relación de la demanda y la actividad económica antes de la crisis del coronavirus por la mayor eficiencia, la evolución demográfica o la terciarización de la economía. Esto último es más que evidente en Galicia, donde la industria manufacturera está estancada alrededor del 11% del Producto Interior Bruto (PIB) y, además, se notan las consecuencias del freno de muchas compañías electrointensivas. Alcoa, en pleno reinicio a la espera de lo que finalmente decida su dueña, fue hasta su apagado el mayor consumidor de electricidad de España.

La generación sí aumentó a lo largo de 2023 en Galicia. Lo hizo un 6,5%, hasta los 23.872 GWh. Con la demanda local en horas bajas, el 43% de la producción se exportó al resto de España y el norte de Portugal. Más del 75% vino de energías renovables porque la cuota de las hidroeléctricas (35%) se duplicó (8.364 GWh) tras la sequía de 2022. La eólica lideró de nuevo el mix (9.086 GWh, el 38,1% del total) y los ciclos combinados de gas cubrieron el 15,7% (3.759 GWh).

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