España cerró el 2023 con el consumo de electricidad más bajo de las últimas dos décadas

El consumo de electricidad en España retrocede en 2023 a niveles de hace dos décadas al situarse en el entorno de 244.000 gigavatios-hora (GWh), un 2,6% menos que en el 2022, según Red Eléctrica. Para encontrar una cifra inferior hay que remontarse al año 2003, cuando la demanda nacional fue de 237.329 GWh. La explicación a este descenso se encuentra en la destrucción de actividad de la industria, el autoconsumo, la eficiencia energética y las altas temperaturas del último año.

La cifra de 2023 es incluso inferior a la demanda del año 2020 (250.000 GWh), cuando la pandemia provocó una contracción importante del consumo, marcada por el parón de la actividad industrial. A partir de aquí hubo un pequeño repunte en 2021, pero la crisis energética provocó su caída en picado. En parte, por las medidas de eficiencia, pero también por el menor consumo de la gran industria por los altos precios de la electricidad.

Pero más allá de la variable coyuntural, hay otro motivo que 'muerde' la demanda y no parará de hacerlo: el autoconsumo. En 2022 se instalaron en España unos 2.700 gigavatios de placas solares para el consumo propio, más del 108% respecto a 2021, hasta alcanzar 5.200 GW instalados, según la patronal UNEF. En 2023 se prevé que hayan entrado en funcionamiento unos 2.000 GW más, que llevarían a este tipo de instalaciones a alcanzar los 7.000 GW instalados.

El autoconsumo reduce la demanda de electricidad porque el tiempo que el consumidor utiliza la energía que genera en sus propias placas, no se alimenta de aquella que viene de la red eléctrica. Según coinciden algunas fuentes, el autoconsumo podría suponer ya una rebaja sobre la demanda de 9 teravatios-hora, lo que equivaldría a cerca del 4% del total.

El objetivo del Gobierno es alcanzar los 19 GW en 2030, con lo que a un ritmo de unos 2.000 GW anuales se consigue esta meta. El problema es que en ese ejercicio de transición del sistema eléctrico hacia su descarbonización, debería acompañarse de otra serie de consumos que disparen al alza la demanda y que no están teniendo lugar, como la electrificación -el cambio de calefacción por bombas de calor o los coches de combustión por coches eléctrico- o la irrupción del hidrógeno renovable.

"Se está poniendo mucho énfasis en el desarrollo del hidrógeno verde, pero vemos que no será algo que suceda antes de 2030. Incluso más bien entre 2030 y 2040 porque todavía no ha habido un despliegue masivo y el coste del hidrógeno gris (producido con gas) no incentiva la demanda. Es necesario buscar otras vías que acompasen la demanda y den certidumbre de precio a la cantidad de energías renovables que se prevén instalar", advertía Enrique Barbudo, director general de Verbund Green Power Iberia, la filial española de al principal 'utility' austriaca, durante el Congreso Renovables organizado por la asociación APPA.

El dilema no es nuevo. Este verano, los primeros espadas de las grandes eléctricas españolas lo entonaron uno a uno en la presentación de sus resultados semestrales ante los inversores: sin demanda, la inversión en renovables se frenará. Desde el Gobierno afirman que hay grandes consumidores interesados en instalarse en España y conectarse a la red, a tenor de las solicitudes de acceso para conectarse a la red por parte de centros de datos, instalaciones de hidrógeno y otras de almacenamiento.

Pero esta solución no parece inmediata. Según las previsiones de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) --incluidas en la memoria de peajes 2023-- la demanda de electricidad se mantendrá prácticamente inalterable durante 2024, con una previsión de 242.820 GWh, un 0,1% menos que los 242.944 GWh que estimaba para el cierre de 2023. El problema de las divergencias de un bajo consumo y una alta generación renovable es que hay energía que no se utiliza y se tira, suponiendo un sobrecoste para el sistema y para los consumidores.

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