El jueves 1 de octubre, con las renovables en Grecia en unos días de producción muy alta, el operador de la red de transporte griega, ADMIE (IPTO por sus siglas en inglés), publicó tres avisos muy breves en su web. Anunciaba que iba a reducir la capacidad de las líneas que unen el país con Bulgaria, Albania y Macedonia del Norte a partir del sábado, de 7:00 a 19:00 (hora central europea), una franja que abarca las horas de sol.
Esos mismos días el viento soplaba con fuerza y las renovables llegaron al 78 % de toda la electricidad casada en el mercado diario para el viernes 2 de octubre, según los resultados de la Bolsa de Energía Helénica (HEnEx). El gas natural se quedó en el 13,2 % y las importaciones, en el 2,5 %.
El viento disparó la producción verde
Según el portal Balkan Green Energy News, que dio la noticia el 2 de octubre, el viento llevaba varios días soplando con intensidad y, sumado al resto de fuentes verdes, dejó en el sistema una cantidad de renovables poco habitual.
Las previsiones del propio operador dan una idea del excedente. Para el sábado 3 de octubre, ADMIE esperaba 12.724 MW de renovables de media en la hora central del día, frente a una demanda prevista de unos 5630 MW en esa misma hora, que es menos de la mitad.
El balance energético diario de ADMIE, con datos ya medidos, muestra que el 2 de octubre las renovables aportaron el 68,5 % de la electricidad inyectada en la red de transporte, y que el día 3 las centrales de lignito no produjeron ni un solo megavatio hora.
Qué mide ese 78 %
El mercado diario es la subasta en la que se decide, la víspera, cuánta electricidad se produce y a qué precio en cada cuarto de hora del día siguiente. El 78 % es la parte renovable de toda la energía vendida en ella, incluida la que se iba a exportar, así que no equivale al consumo del país.
De hecho, la energía renovable casada para el día 2, unos 138.026 megavatios hora (MWh) sumando la de Creta, superaba la demanda interna comprada en esa misma subasta, que fue de 132.658 MWh. El mercado programó además 42.104 MWh de exportaciones hacia Bulgaria, Macedonia del Norte, Albania, Turquía e Italia.
Tres líneas recortadas el primer fin de semana de octubre
Los avisos de ADMIE fijan nuevos límites a la capacidad neta de transferencia, que es la cantidad máxima de electricidad que puede cruzar una frontera sin poner en riesgo la red. Con Bulgaria, el tope quedó en 500 MW para exportar y 700 MW para importar los días 3 y 4 de octubre.
Con Albania, la capacidad bajó a 100 MW de salida y 450 MW de entrada, y con Macedonia del Norte, a 350 MW y 450 MW, en los dos casos del 3 al 6 de octubre. Para hacerse una idea, el día 2 el mercado programó 700 MW de exportación hacia Bulgaria en las horas centrales del día y llegó a casi 1050 MW en un cuarto de hora de la noche.
El operador justifica los recortes con Albania y Macedonia del Norte por la necesidad de «garantizar que la operación se mantenga dentro de los límites de seguridad operativa». El de Bulgaria lo atribuye al «mantenimiento urgente» de la línea de 400 kV que une Skopie con Uroševac, en Kosovo. Ya hubo un recorte parecido con Albania y Macedonia del Norte el 25 y 26 de septiembre.
Los recortes de producción renovable se multiplican
Cuando hay más electricidad de la que la red puede absorber o exportar, el operador ordena a parques solares y eólicos que bajen su producción, algo que en el sector se llama curtailment y que explica por qué a veces se ven aerogeneradores parados con viento suficiente. Para el sábado 3 de octubre, Balkan Green Energy News avisaba de que «tendrán que producirse recortes significativos».
El problema venía de antes. Pantelis Biskas, profesor del Departamento de Ingeniería Eléctrica y de Computadores de la Universidad Aristóteles de Tesalónica, calculó en un seminario de la asociación solar Pospief que Grecia tendrá que recortar entre 3,3 y 3,7 TWh de renovables en 2026, frente a unos 2 TWh en 2025 y 900 GWh en 2024, según recogió pv magazine.
A España le pasa algo parecido, y en junio la red dejó sin aprovechar más de 1,1 millones de megavatios hora de renovables.
En Grecia, los pequeños productores son los que más lo notan. «Esta situación es la nueva normalidad», dijo en mayo a pv magazine Petros Tsikouras, secretario de organización de Pospief, que cifró en un 62 % la pérdida de ingresos de los pequeños parques solares en marzo y en un 70 % la de abril.
Tsikouras lo achaca a decisiones políticas. «En los últimos seis años, el Gobierno impulsó una concesión masiva y excesiva de permisos a proyectos de energía renovable, de hasta 25 GW, en un sistema que consume entre 4 y 11 GW al día», afirmó.
Grecia, más barata que Bulgaria, Alemania e Italia
El precio medio del mercado diario griego para el 2 de octubre fue de 120,5 euros por MWh, según HEnEx, el más bajo de Europa ese día de acuerdo con Balkan Green Energy News, frente a los 138 euros de Bulgaria, los 200 de Alemania y los 216 de Italia.
En primavera, con picos renovables parecidos, había caído a unos 50 euros, y el medio lo explica por el gas, ahora más caro. Es un dilema que también se vive en España, donde el récord fotovoltaico amenaza su propia rentabilidad.
Gobierno y operador apuestan por baterías e interconexiones
Konstantinos Tsirekis, director de Estrategia y Planificación del Sistema de ADMIE, contó en un acto de Pospief que el país tenía 17,9 GW de renovables instalados a finales de febrero, mientras que la punta de demanda del país ronda los 11 GW, según pv magazine.
«Grecia es la tercera del mundo en electricidad generada con energía solar y la novena con eólica», dijo el ministro de Medio Ambiente y Energía, Stavros Papastavrou, en una entrevista en la cadena Action24 recogida por To Vima el 1 de mayo. «Ahora estamos corriendo con el tema del almacenamiento, que es importante para la estabilidad del sistema», añadió.
En julio, el consejero delegado de ADMIE, Manos Manousakis, explicó en una mesa redonda de The Economist que Grecia tenía 530 MW de almacenamiento en funcionamiento y esperaba llegar a 1 GW a final de año. Al hablar de los cables que unen las islas con el continente y de un segundo enlace con Italia, añadió: «Las interconexiones eléctricas son el único camino para Grecia, y es acertado que avancemos tan rápido», según Naftemporiki. «Sin ellas, el coste de la electricidad sería más alto».
Ioannis Margaris, vicepresidente de ADMIE y director general de Tecnología, Desarrollo del Sistema y Estrategia, ya lo advirtió en marzo de 2025, hablando de los proyectos que esperan conexión a la red: «El ritmo de emisión de ofertas de conexión ha bajado; no hay una solución mágica y no existe la posibilidad técnica de conectar todos los proyectos que esperan en la cola y, a la vez, operar el sistema con seguridad», dijo en el 6.º Power & Gas Forum, según newmoney.
Lo que los avisos no dicen
Los avisos de ADMIE no mencionan las renovables, ya que hablan de límites de seguridad y, en el caso búlgaro, de un mantenimiento en una línea entre Macedonia del Norte y Kosovo. La relación con el pico verde la establece Balkan Green Energy News, y aunque las horas de los recortes coinciden con las de máxima producción solar, el operador no la ha confirmado.
Ese medio, además, sitúa el mantenimiento en la línea con Macedonia del Norte, cuando los avisos oficiales lo ligan a la de Bulgaria. El 78 % es una programación hecha la víspera, y los datos oficiales de recortes de octubre aún no se conocen, porque el último informe mensual de ADMIE es de agosto.
Los avisos de ADMIE sobre la capacidad de las interconexiones se publicaron el 1 de octubre de 2026 en la web del operador, y los resultados del mercado diario, en la de HEnEx.
El plan decenal que ADMIE sometió a consulta en septiembre prevé invertir 9000 millones de euros entre 2027 y 2036 y conectar más de 10 GW de renovables, según Balkan Green Energy News.
Imagen: C messier / Wikimedia Commons (CC BY 3.0)