El Centro Común de Investigación (JRC) de la Comisión Europea ha publicado un informe sobre la provisión de flexibilidad en los sistemas eléctricos de la Unión Europea, donde analiza cómo deberán evolucionar las tecnologías capaces de equilibrar la red ante el objetivo climático de 2040 de la UE. El documento examina las necesidades previstas en 2025, 2030, 2040 y 2050, con especial atención al papel de la generación gestionable, el almacenamiento, la respuesta de la demanda y el acoplamiento sectorial.
El informe se sitúa en el contexto del objetivo climático de 2040, que contempla una reducción del 90% de las emisiones netas de gases de efecto invernadero respecto a 1990, con neutralidad climática en 2050. Para ello combina el escenario POTEnCIA CETO 2024 con simulaciones horarias del modelo METIS.
Flexibilidad eléctrica y crecimiento renovable
La conclusión central es que las necesidades de flexibilidad aumentan con fuerza en todos los horizontes temporales. Las necesidades diarias se multiplican por cinco entre 2025 y 2050, impulsadas sobre todo por la generación solar fotovoltaica y su patrón diurno. Las necesidades semanales y mensuales aproximadamente se triplican, principalmente por la variabilidad de la energía eólica durante varios días o semanas. Las necesidades anuales se duplican, reflejando mayores desajustes estacionales entre producción y consumo.
El informe define la carga residual como la demanda inflexible menos la producción renovable variable y la generación de operación obligada. A partir de sus oscilaciones estima las necesidades diarias, semanales, mensuales y anuales. La solar domina las variaciones intradiarias y estacionales, mientras que la eólica explica gran parte de las variaciones semanales y mensuales.
Las tecnologías que aportan flexibilidad cambian con el tiempo. En 2025, el equilibrio diario depende de bombeo hidráulico, carbón, gas, hidráulica e interconexiones. A medida que se retira generación convencional, ganan peso las baterías, los vehículos eléctricos y los electrolizadores. Para 2040 y 2050, estos recursos son claves en la flexibilidad de corto plazo, aunque el gas, la hidráulica, la nuclear y las interconexiones siguen siendo relevantes en escalas más largas.
Demanda flexible, electrolizadores y vehículos eléctricos
El despliegue de electrolizadores es uno de los cambios más relevantes del escenario. Su capacidad pasa de 1,1 GW en 2025 a 23,6 GW en 2030, 255,2 GW en 2040 y 662,7 GW en 2050. Su consumo eléctrico total aumenta de 12,3 TWh en 2025 a 100,4 TWh en 2030, 1.001,3 TWh en 2040 y 1.671 TWh en 2050, equivalente al 30% del consumo eléctrico de la UE en 2050. El estudio adopta una hipótesis conservadora: los electrolizadores alcalinos se tratan como inflexibles y los PEM como flexibles, con cuotas PEM del 10% en 2025 y 2030, 23% en 2040 y 49% en 2050.
Cuando se prueba una hipótesis de hidrógeno totalmente flexible, los electrolizadores se convierten en el mayor proveedor de flexibilidad diaria, semanal y mensual en 2040, aunque no dominan la escala anual por el objetivo mensual de producción. Esto muestra que la flexibilidad del hidrógeno puede modificar de forma notable el papel relativo de otras tecnologías, incluido el gas.
Los vehículos eléctricos también adquieren un papel destacado. La capacidad de carga acumulada pasa de 378 GW en 2025 a 1.154 GW en 2030, 3.550 GW en 2040 y 6.896 GW en 2050. La proporción con carga inteligente o vehicle-to-grid sube del 5% en 2025 al 42% en 2050. En 2040, frente a una carga totalmente inflexible, una flota plenamente flexible reduciría los costes anuales de consumo eléctrico de los usuarios de vehículos eléctricos en unos 42.000 millones de euros y bajaría el precio medio ponderado de 123 a 71 euros/MWh. En sentido contrario, sin flexibilidad, el precio subiría a 173 euros/MWh y los costes aumentarían en 37.000 millones frente al escenario base.
Baterías, industria e interconexiones en el sistema europeo
Según el informe, las baterías estacionarias, modelizadas con unas ocho horas de duración, crecen desde 40 MW en 2025 hasta 5,76 GW en 2030, 46,09 GW en 2040 y 38,11 GW en 2050. Junto con las baterías de los vehículos eléctricos, cubren una parte importante de la flexibilidad diaria. Sin embargo, su utilidad cae en los desajustes estacionales, donde destacan interconexiones, gas, nuclear, hidráulica y, desde 2050, pilas de combustible de hidrógeno, cuya capacidad alcanza 10,31 GW.
La respuesta de la demanda industrial aporta beneficios medibles. En 2040, el escenario de referencia supone un 5,4% de demanda industrial flexible, alrededor del 6%, y reduce los costes de consumo eléctrico industrial en 300 millones de euros, un 3%, respecto a un caso totalmente inflexible. Si la flexibilidad industrial sube al 13% o al 16%, los ahorros anuales alcanzan 3.600 y 5.100 millones de euros, respectivamente. El informe advierte que estas cifras no incluyen las inversiones necesarias para adaptar procesos.
La llamada escalera de provisión de flexibilidad muestra que no existe un orden de mérito simple y estable, ya que las tecnologías responden según la escala temporal, la magnitud de la necesidad y las condiciones del mercado. El estudio concluye que la transición europea exige una cartera combinada de recursos de oferta, demanda y redes. También recomienda ampliar futuros análisis con incertidumbre, mercados secuenciales, restricciones de seguridad y comparación entre ahorros operativos e inversiones necesarias.