La generación fósil de la UE alcanza un mínimo histórico a medida que cae la demanda

Una caída en la demanda provoca el colapso del carbón y el gas en la primera mitad de 2023, a medida que la energía solar impulsa el crecimiento de la energía limpia.

Matt Owen

Analista de datos (Europa)

sara marrón

Líder del programa de Europa

30 de agosto de 2023 | 10 minutos de lectura

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La demanda de energía de la UE cayó un 5% interanual en el primer semestre de 2023

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La generación de combustibles fósiles en la UE cayó casi una quinta parte en el primer semestre de 2023

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Diecisiete países de la UE tuvieron una generación renovable récord de enero a junio

Este informe analiza los cambios en el sector energético europeo de enero a junio de 2023 para medir el progreso de su transición a la energía limpia.

La energía solar lidera la transición a la energía limpia de la UE mientras el carbón y el gas se desploman

En la primera mitad de 2023 se produjo un colapso de la generación fósil en la UE, lo que provocó la producción más baja jamás registrada. La energía eólica y solar continuaron su crecimiento: la generación solar aumentó un 13% y la eólica un 5%. La energía hidroeléctrica y la nuclear se están recuperando de sus mínimos históricos en 2022, aunque sus perspectivas a largo plazo son inciertas.

La caída de los fósiles se debió principalmente a una caída significativa de la demanda de electricidad, en medio de precios persistentemente altos del gas y la energía, una reducción de la producción industrial y medidas de emergencia durante el invierno. Para dar cabida a la recuperación de la demanda y al mismo tiempo garantizar que la transición energética siga en marcha, la UE debe acelerar el despliegue de energía limpia, con especial atención en abordar las barreras a la integración de las energías renovables.

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Entre enero y junio, los combustibles fósiles generaron 410 TWh en la UE, lo que representa el 33% de la demanda más baja de la historia. Este colapso fue liderado por el carbón, que cayó un asombroso 23% en la UE en el primer semestre del año, mientras que el gas disminuyó un 13% interanual. En mayo, el carbón estableció un récord al generar menos del 10% de la generación eléctrica de la UE por primera vez en la historia.

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En medio de los altos precios de la energía y las medidas de emergencia, la demanda de electricidad cayó sustancialmente a un mínimo histórico de 1261 TWh, incluso por debajo del mínimo pandémico de 2020 de 1271 TWh y el más bajo desde al menos 2008 para los actuales Estados miembros. Esta caída fue responsable de la mayor parte de la disminución de la generación fósil en la UE.

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El crecimiento de la energía solar continuó en el primer semestre del año, con una generación que aumentó un 13% en comparación con el mismo período de 2022. La generación eólica aumentó un 5%, mientras que la hidroeléctrica se recuperó hacia niveles promedio (+11%). La energía nuclear cayó (-4%), pero mejorará a medida que avance el año. De enero a junio, 17 países generaron porcentajes récord de energía a partir de energías renovables: Grecia y Rumania superaron el 50% por primera vez y Dinamarca y Portugal superaron el 75%.

La disminución de los combustibles fósiles es una señal de los tiempos. El carbón y el gas son demasiado caros, demasiado riesgosos y la UE los está eliminando. Pero necesitamos que la energía limpia reemplace más rápidamente a los combustibles fósiles. Se necesita urgentemente un impulso masivo, especialmente en energía solar y eólica, para apuntalar una economía resiliente en toda Europa.

La caída de la demanda lleva al colapso de los combustibles fósiles de la UE. La energía eólica y solar siguen creciendo mientras que la hidroeléctrica y la nuclear se recuperan de mínimos históricos.

La generación fósil de la UE se desplomó en el primer semestre de 2023, cayendo un 17% (-86 TWh) en comparación con el mismo período de 2022. La generación fósil de enero a junio fue la más baja desde al menos 2000, con 410 TWh. La caída fue a nivel europeo, con una caída de al menos el 20% en once países, y más del 30% en cinco (Portugal, Austria, Bulgaria, Estonia, Finlandia).

Catorce países registraron la generación total de fósiles más baja registrada durante el período: Austria, Chequia, Dinamarca, Finlandia, Italia, Polonia y Eslovenia tuvieron la producción de fósiles más baja desde al menos el año 2000. Durante el verano, algunos países estuvieron durante períodos significativos sin utilizar la combustibles fósiles que tradicionalmente han sido la base de sus sistemas energéticos. En junio, los Países Bajos utilizaron carbón sólo durante cinco días y registraron un récord de diecisiete días consecutivos sin uso de carbón, mientras que Grecia logró más de 80 horas sin lignito en julio.

Las importaciones de gasoductos rusos también cayeron dramáticamente, recortadas en un 75% a 13 bcm en el primer semestre de 2023, frente a los 50 bcm del primer semestre de 2022. A medida que se buscaron alternativas al suministro de gas ruso y se repusieron los almacenes de la UE, los precios del gas cayeron por debajo de los picos en 2022. Esto contribuyó a la caída de la energía del carbón durante el primer semestre de este año.

La generación a carbón disminuyó un asombroso 23% (-49 TWh) interanual, en comparación con el 13% (-33 TWh) del gas. El carbón continúa en declive estructural en Europa y, a pesar de la volatilidad del sector energético desde la invasión rusa de Ucrania, no se materializó un "regreso" del carbón durante el invierno. El carbón representó menos del 10% de la generación de electricidad de la UE por primera vez en mayo, siendo mayo y junio los dos meses con menor consumo de carbón registrados.

La primera mitad de 2023 muestra evidencia del importante esfuerzo que ha hecho la UE para acelerar el despliegue de energías renovables, con un auge en particular de las adiciones de capacidad solar. Después de adiciones récord de 33 GW en 2022, el ritmo ha continuado en 2023. En los primeros seis meses del año, Alemania agregó 6,5 GW (+10%) de nueva capacidad solar, mientras que Polonia agregó más de 2 GW (+17%). ) y Bélgica añadió al menos 1,2 GW (+19%). Italia instaló 2,5 GW de energía solar en los primeros seis meses de 2023, frente a un total de 3 GW para todo 2022, mientras que Francia añadió al menos 600 MW en el primer trimestre de 2023, ligeramente por encima de su despliegue en el mismo período del año pasado. . Se espera que España acelere su despliegue desde 4,5 GW en 2022 a 7 GW este año.

Esto aumenta la confianza en un crecimiento más sólido de la generación solar, ya que la capacidad adicional que se ha puesto en funcionamiento desde el verano pasado ya ha llevado a un aumento impresionante en la generación solar medida del 13% (13 TWh) en el primer semestre de 2023. Incluso esto es una subestimación de la verdadera escala de la generación solar, ya que en muchos países detrás del medidor la energía solar distribuida no se informa como generación sino que aparece como demanda “faltante”.

La generación eólica aumentó un 4,8% (+10 TWh) en comparación con los primeros seis meses de 2022, un aumento modesto. Las tasas de instalación son un panorama mixto frente a diversas barreras, a pesar de las mayores ambiciones de los países. Si bien Francia registró adiciones récord de más de 850 MW en el primer trimestre del año, en otros lugares son evidentes signos de desafíos. En Alemania, la capacidad eólica total solo creció 1,5 GW en el primer semestre de 2023, y en el mismo período se añadieron menos de 2 GW de energía eólica marina en toda la UE. El aumento de los costes ha tenido un efecto perjudicial sobre la inversión en proyectos eólicos y las políticas de algunos Estados miembros han obstaculizado su despliegue.

Sin embargo, a pesar de estos desafíos, el entusiasmo de la industria por la energía eólica persiste. Y mientras tanto la industria como los responsables políticos hacen sonar las alarmas sobre las barreras a la energía eólica, hay algunas señales de que la desaceleración se está tomando en serio, incluidos cambios de políticas en Polonia y un esfuerzo concertado por parte de la Comisión Europea para abordar los retrasos en los permisos. La capacidad eólica existente sigue funcionando para el sistema eléctrico europeo, con condiciones de viento inusuales en julio que dieron como resultado una producción un 22% (5,5 TWh) superior a la de julio de 2022.

Tras la rápida expansión de la ambición de las energías renovables en los últimos años, tanto la UE como los países individuales continúan batiendo récords. La energía eólica y solar representaron más del 30% de la producción de electricidad en la UE por primera vez en mayo y julio, y superaron la generación fósil total en mayo. Durante los primeros seis meses del año, diecisiete países generaron porcentajes récord de energía a partir de energías renovables: Grecia y Rumania superaron el 50% por primera vez y Dinamarca y Portugal superaron el 75%. En Portugal, esto se debió principalmente a la energía eólica y solar, que representaron más de la mitad de la generación total tanto en abril como en mayo. Después de ver 140 horas en junio en las que la energía eólica y solar produjeron más que el consumo de todo el país, los Países Bajos también alcanzaron el 50% de energía eólica y solar por primera vez en julio, mientras que Alemania se acercó con una participación récord del 49% en el mismo mes.

A pesar de estos éxitos, las medidas para integrar la energía eólica y solar son cada vez más apremiantes. Los precios negativos son cada vez más frecuentes y perturbadores, provocando distorsiones en el mercado que perjudican tanto a la energía eólica como a la solar y otras fuentes limpias. La congestión de la red está aumentando, particularmente a nivel del sistema de distribución, con un 19% de la energía solar española restringida en 2022. La transmisión entre regiones y fronteras también debe aumentar para respaldar el crecimiento planificado de las energías renovables. Para que Europa pueda aprovechar todos los beneficios potenciales de la energía eólica y solar en términos de costos, seguridad y clima, estas limitaciones deben abordarse en la planificación de sistemas y la infraestructura de apoyo.

La generación hidroeléctrica aumentó un 11% (+15 TWh) en el primer semestre de 2023. Esto se debió a una producción significativamente mayor en el sur de Europa y los Estados bálticos, mientras que el desempeño de los países nórdicos ha sido similar al de 2022 pero inferior al de 2021. Los embalses están en general a niveles más altos, con reservas francesas casi 400 GWh más altas y reservas nórdicas casi idénticas a sus niveles a estas alturas del año pasado. Estas condiciones apuntan a un mejor desempeño que los déficits del año pasado, aunque la generación todavía está por ahora por debajo de los niveles promedio recientes. Sin embargo, la producción hidroeléctrica europea ha experimentado una producción cada vez más pobre y volátil desde 2000, exacerbada en los últimos años por graves sequías. Dados los crecientes impactos climáticos, no se puede confiar en una producción consistente.

Mientras tanto, la generación nuclear cayó un 3,6% (-11 TWh) en el primer semestre de 2023. Esta caída se debió en gran medida al abandono nuclear alemán, el cierre de la Tihange 2 belga, los cortes en Suecia y el mal desempeño de la Flota francesa. En los primeros tres meses del año, la producción francesa cayó un 6,2% (-6,8 TWh), aunque el futuro a corto plazo parece un poco mejor, ya que los reactores franceses superaron a 2022 en un 18% desde abril a junio (+11 TWh). Además, se prevé que la capacidad nuclear francesa esté disponible en un 93% a finales de año, y EDF ha confirmado su predicción de 300-330 TWh para 2023. La apertura de la finlandesa Olkiluoto 3 también está compensando parcialmente los cierres en otros lugares.

Sin embargo, al igual que ocurre con la generación hidroeléctrica, las perspectivas para la energía nuclear en los próximos años presentan algunas incertidumbres. Bélgica ha retrasado su salida de la energía nuclear, originalmente prevista para 2025. Sin embargo, Francia anticipa sólo mejoras graduales en la producción nuclear y la recuperación total tardará algún tiempo. Incluso el límite superior previsto por EDF para 2025 (365 TWh) sigue estando muy por debajo de la media del período 2011-21 de 410 TWh, aunque las perspectivas a largo plazo son alentadoras.

Los precios del gas fósil en la UE han caído desde los máximos de la crisis, pero siguen siendo elevados en comparación con antes de que comenzara la crisis del gas. Con una media de 44 €/MWh de enero a junio de 2023, los precios del gas han caído más de un 50% respecto a los niveles observados en el mismo periodo del año pasado (97 €/MWh). Sin embargo, siguen duplicando los precios del primer semestre de 2021 (22 €/MWh).

Actualmente se espera que el gas se mantenga al menos en este nivel alto durante el resto del año según los precios futuros. El reciente aumento de los precios europeos debido a la amenaza de una reducción del suministro de GNL desde Australia también es un recordatorio de que los riesgos de aumentos repentinos de los precios del gas persisten, aumentando a medida que se acerca el invierno y la temporada de calefacción.

Los precios del carbón muestran una historia similar durante los primeros seis meses de este año. Los precios de Rotterdam han promediado 134 $/t, frente a los 275 $/t del primer semestre de 2022. Sin embargo, al igual que el gas, el carbón sigue siendo mucho más caro que antes del inicio de la crisis del gas, con precios de 78 $/t en el mismo período en 2021.

Debido al papel de fijación de precios de los combustibles fósiles en el sistema eléctrico europeo, los precios de la electricidad también se mantienen altos, con una media de 107 €/MWh de enero a junio de 2023. Esto supone una caída de más del 40 % en comparación con el mismo periodo de 2022. (185 €/MWh) pero el doble del precio del primer semestre de 2021 (55 €/MWh).

Uno de los impactos de los altos precios sostenidos de la energía ha sido una reducción sustancial de la demanda eléctrica del 4,6% (-61 TWh) en los primeros seis meses del año. La demanda durante el período fue de 1261 TWh, inferior incluso al mínimo pandémico de 2020 de 1271 TWh y el más bajo desde al menos 2008 para los Estados miembros actuales. La Comisión Europea introdujo medidas de emergencia para reducir la demanda de electricidad de la UE desde noviembre de 2022 hasta marzo de 2023 en respuesta al aumento vertiginoso de los precios de la energía, y casi todos los Estados miembros lograron reducir su consumo durante ese período. La AIE atribuye dos tercios de la caída de la demanda en 2022 a factores no relacionados con el clima, con una gran contribución de la reducción de la producción de las industrias de uso intensivo de energía.

La caída de la demanda industrial ha sido particularmente aguda en Alemania, donde la producción de las industrias de uso intensivo de energía ha caído entre un 15% y un 20% con respecto a su promedio de 2021. También se han producido caídas en otros grandes centros industriales de la UE, con descensos en Italia, Francia, España, Polonia y los Países Bajos. Si bien parte de la caída de la demanda puede atribuirse a la eficiencia energética, la respuesta de la demanda y la generación solar no medida, está claro que la destrucción de la demanda también está influyendo, lo que aumenta las preocupaciones sobre la competitividad de la industria europea.

Si esta tasa de disminución interanual de la demanda de electricidad continuara hasta finales de 2023, equivaldría a la mayor caída anual desde 2009. Sin embargo, la demanda ya había comenzado a caer en el cuarto trimestre de 2022 con un asombroso 8 % de disminución con respecto al mismo período en 2021, en parte debido a las condiciones climáticas suaves. Incluso con un tiempo templado, es poco probable que se produzca una caída importante en este período, y la UE debe estar preparada para satisfacer la demanda si las condiciones no son tan favorables este año.

El primer semestre de 2023 mostró algunos signos alentadores para la transición energética. La generación de combustibles fósiles cayó sustancialmente, la energía eólica y solar siguió aumentando y otras fuentes limpias se recuperaron del bajo desempeño del año pasado. Sin embargo, gran parte de la disminución de los fósiles puede atribuirse a una caída significativa de la demanda de electricidad, gran parte de la cual no es sostenible ni deseable. Si bien las tendencias de caída de la generación de carbón y gas deben continuar para lograr los objetivos de descarbonización a nivel de la UE y de los países, Europa no puede confiar en una reducción indeseable de la demanda para lograrlo.

La necesidad de abordar esta dinámica es aún más apremiante con el impulso para electrificar todos los sectores. Con una electrificación más amplia, la demanda de electricidad en última instancia aumentará. Los responsables políticos europeos deben garantizar que se den las condiciones adecuadas para que este aumento se pueda cubrir con fuentes limpias en lugar de combustibles fósiles. Esto no solo requiere acelerar el despliegue de la energía eólica y solar, sino también el desarrollo urgente de habilitadores clave para respaldar las energías renovables, como la simplificación de los permisos, la expansión de la red y el despliegue de almacenamiento adecuado. Es esencial que un enfoque coordinado de todo el sistema ocupe un lugar destacado en la agenda política en toda Europa, para desbloquear los beneficios de seguridad y costos de la energía limpia.

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Los datos de este artículo están seleccionados por Ember. El conjunto de datos completo está disponible para descargar. Dirija cualquier consulta sobre datos a [email protected].

Los datos mensuales se recopilan de varias fuentes, incluidos los datos de ENTSO-E informados centralmente y los operadores de sistemas de transmisión nacionales informados directamente. En algunos casos, los datos se publican con un desfase mensual; Aquí hemos estimado los últimos meses en función de los cambios relativos de años anteriores. Estos casos están marcados en el conjunto de datos.

Los datos publicados mensualmente suelen ser provisionales y están lejos de ser perfectos. Se ha hecho todo lo posible para garantizar la precisión y, cuando es posible, comparamos varias fuentes para confirmar su acuerdo.

Una metodología completa país por país para todos los países, incluidos aquellos fuera de Europa, está disponible para descargar aquí.

Los datos de generación horaria para los Países Bajos y Grecia proceden de ENTSO-E. En el caso de los Países Bajos, el carbón estuvo ligeramente por encima de 0 MW en varias ocasiones debido a inyecciones ocasionales muy pequeñas del Maasvlakte 3, que ya no funciona. Hemos considerado que esto es funcionalmente sin generación.

En los últimos años, la UE ha desplegado una gran cantidad de generación solar no medida en la red de transmisión, en gran parte en los tejados. Debido a que esta generación rara vez se mide directamente, es necesario estimarla. En varios países, como Italia, Bélgica, Polonia y Francia, los GRT nacionales informan de estas estimaciones, mientras que en los Países Bajos las estimaciones las realiza Statistics Netherlands y en tiempo real NetAnders. Sin embargo, en al menos once países, entre ellos España, Hungría, Bulgaria, Rumania, Portugal y Austria, no se informan estimaciones. En cambio, la energía solar no medida es visible hasta cierto punto como demanda “faltante”: la demanda reportada es menor de lo esperado durante las horas pico de energía solar, como resultado de que la red necesita atender menos carga debido a que los hogares consumen su propia energía solar. En niveles altos, esto da como resultado una curva de pato visible.

Los niveles de los embalses proceden de RTE y Nordpool, y Montel proporciona cifras para Suiza y Austria. También se verificaron las tasas de llenado del depósito de agua de ENTSO-E para confirmar las condiciones.

Montel informa sobre la disponibilidad nuclear francesa y se puede calcular a partir de los informes de interrupciones publicados en ENTSO-E.

Los precios de la energía son los precios del día anterior informados a ENTSO-E, con los precios irlandeses de SEMOpx. Los precios de futuros alemanes son de EEX. Se accede a los precios del carbón y del gas a través de Montel; el carbón son precios API2 de ICE, mientras que el gas son precios TTF de PEGAS e ICE.

La demanda antes de 2015 se calcula a partir de los datos históricos de generación mensual de Eurostat, contando todos los Estados miembros actuales de la UE-27 (incluido Croacia y excluido el Reino Unido para todos los períodos). Los datos se compararon con los datos mensuales de Ember para garantizar la comparabilidad.

Bruegel proporciona los datos de importación de gas.

Agradecemos a NetAnders por el uso de sus datos en los Países Bajos. Gracias a Ali Candlin, Sarah Brown, Reynaldo Dizon, Uni Lee y Chris Rosslowe por sus contribuciones y revisión.

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