Alemania casi duplicó el volumen de electricidad solar fotovoltaica (FV) cuya producción se vio reducida en 2024 , lo que pone de manifiesto la persistente presión estructural sobre la red eléctrica nacional.
Según datos publicados por la Bundesnetzagentur (Agencia Federal de Redes), se redujeron 1.389 GWh de generación solar , lo que representa un aumento del 97% en comparación con 2023 .
Esto ocurrió a pesar de una caída del 17% en los costes totales de gestión de la congestión de la red , que descendieron a 2.776 millones de euros durante el año.
El aumento de la reducción de la producción fotovoltaica se debe a dos dinámicas que se superponen: la agresiva expansión de las energías renovables en Alemania y las condiciones climáticas favorables.
Durante el verano de 2024, el país registró una irradiación solar excepcionalmente alta , lo que coincidió con un crecimiento continuo en el despliegue de energía fotovoltaica.
Solo en febrero se instalaron más de 1,5 GW de nueva capacidad renovable, incluidos 1.020 MW de energía solar fotovoltaica , según informa Strategic Energy .
El estado federado sureño de Baviera fue el más afectado por la reducción , con una pérdida de 986 GWh de generación solar en el sistema.
Esto concuerda con la participación dominante del estado en la energía fotovoltaica distribuida y refleja los límites de la flexibilidad actual de la red para absorber los picos de demanda del mediodía.
A pesar de este revés, el desempeño general del sector de las energías renovables se mantuvo sólido. La limitación de la producción en todas las energías renovables representó solo el 3,5 % de la generación total , lo que implica que el 96,5 % de la electricidad limpia llegó a los consumidores finales, una cifra que la agencia considera un hito, dado el ritmo de implementación.
La redistribución de carga se intensifica en el cuarto trimestre en medio de una fuerte oleada de vientos.El cuarto trimestre de 2024 presentó importantes desafíos operativos. Los volúmenes de redistribución aumentaron un 19 % interanual , alcanzando los 10.424 GWh , un claro repunte en comparación con el cuarto trimestre de 2023.
El aumento se atribuyó en gran medida a un episodio prolongado de fuertes vientos en diciembre , que provocó una generación excesiva de energía eólica marina, superando la capacidad de la infraestructura de transmisión existente.
En respuesta, las medidas de redistribución que involucran la energía eólica marina aumentaron de 1.504 GWh a 1.812 GWh , mientras que el uso de centrales eléctricas de reserva de la red se disparó de 291 GWh a 797 GWh .
Este cambio significativo se produjo al expirar la Ley de Disponibilidad de Centrales Eléctricas de Alemania, lo que supuso que numerosas centrales térmicas volvieran a estar en reserva.
Como resultado, las centrales de gas natural y de carbón desempeñaron un papel más importante en el equilibrio del sistema , aportando 4.151 GWh y 3.792 GWh , respectivamente.
Los datos regionales muestran que Renania del Norte-Westfalia y Baden-Württemberg son puntos neurálgicos de estas operaciones de redistribución debido a su proximidad a los centros de demanda y a la infraestructura térmica existente. 
Fuente: Bundesnetzagentur
Aunque la mayoría de los cuellos de botella se mantuvieron dentro de la red de transmisión ( 74% ), en 2024 se observó un cambio notable hacia las redes de distribución , que ahora representan el 26% de la congestión en las energías renovables , frente al 20% en 2023.
Esta tendencia subraya el impacto de las instalaciones solares distribuidas en la resiliencia de la red eléctrica local.
A medida que aumentan los prosumidores y las instalaciones a pequeña escala, las líneas locales se saturan cada vez más, especialmente durante las horas de mayor producción.
La reducción de la producción también afectó a la generación eólica , aunque con menor intensidad que a la solar.
La producción de las centrales eólicas marinas y terrestres se redujo en 4.562 GWh y 3.384 GWh , respectivamente, lo que supone un descenso del 20 % y del 15 % .
Las mayores reducciones se produjeron en Baja Sajonia y Schleswig-Holstein , centros tradicionalmente dedicados a la energía eólica con rutas de exportación limitadas.
Dinámica de costes: impactos divergentes según la tecnología.Si bien los costos generales de gestión de la congestión disminuyeron, la diferencia de costos entre las tecnologías sigue siendo significativa :
La redistribución de energías renovables promedió 200/MWh , una cifra inferior a los 216 de 2023.
La redistribución de las centrales convencionales promedió 142/MWh , frente a los 129 anteriores.
Estas cifras incluyen la compensación financiera a los operadores de las plantas , los costos de equilibrio del mercado y la activación de los activos de reserva. El costo de la reducción de la producción de energías renovables fue de 554 millones de euros , solo un 4 % menos que el año anterior, a pesar de una disminución del 10 % en el volumen reducido debido a la bajada de los precios mayoristas de la electricidad, que redujo la prima de mercado pagada a los operadores afectados.
La reserva de la red eléctrica alemana también se encarecerá en 2024.
Los costes fijos y de activación ascendieron a 1.028 millones de euros , casi duplicándose con respecto a 2023.
Esto se debe en gran medida al aumento del número de unidades que han vuelto a ocupar la reserva tras los cambios legislativos.
Perspectiva estratégica: progreso con salvedadesAlemania sigue avanzando en la integración de energías renovables, pero 2024 demuestra que la infraestructura sigue siendo un obstáculo. El considerable aumento de la limitación de la producción fotovoltaica, junto con los picos de redistribución a finales de año, revela la fragilidad de la arquitectura actual de la red eléctrica ante los aumentos repentinos de generación provocados por fenómenos meteorológicos.
« La integración de las energías renovables está progresando, pero el sistema aún depende de costosas medidas temporales para evitar sobrecargas », señala la Bundesnetzagentur.
De cara al futuro, Alemania deberá acelerar la inversión no solo en la expansión de la transmisión, sino también en el almacenamiento, la gestión flexible de la demanda y los controles digitales de la red para evitar que las restricciones socaven los objetivos de la transición energética.
Sin estos recursos complementarios, incluso los niveles récord de despliegue corren el riesgo de generar rendimientos decrecientes tanto para los operadores como para el clima.
Por Matías Medinilla
Por Emilia Lardizabal
