sábado, 2 de julio de 2022

La lavadora de medianoche (I)



Queridos lectores:

Durante los próximos días le voy a dar salida a una serie de posts escritos por Beamspot sobre un tema que va a dar mucho que hablar: cuáles son los límites a la integración de renovables en la red eléctrica. Ahora que en España circulan vídeos que se hacen virales mostrando cómo no se está aprovechando energía eólica en días de viento, creo que esta serie de artículos servirá para comprender un poco mejor por qué pasa eso. Y es que las cosas no son tan cómodas ni tan simples como parecen.

Aunque aún no los había publicado, muchos de estos posts datan de 2021, y he preferido dejar la mención a las fechas que hace Beamspot para que se entienda que muchas de las cosas que se están haciendo patentes ahora ya eran evidentes hace un año (y no tenían nada que ver con la guerra en Ucrania).

Les dejo con el maestro Beamspot.

Salu2.

AMT

 

La Lavadora de Medianoche en una Noche de Calma Chicha.

Prelavado (octubre de 2021).




Prólogo.

En mi desplazamiento diario al trabajo, tengo una magnífica vista de un parque eólico bastante grande, y durante este agosto de 2021 observé que casi todas las mañanas la mayoría sino todos lo aerogeneradores estaban parados. En el mejor de los casos, menos de la mitad estaban girando.


Me llamó la atención, así que empecé a buscar información al respecto.


Dudo que nadie se haya dado cuenta que justo por aquellas fechas, el precio del MWh se estaba disparando, incluso batiendo récords en los meses siguientes.


Además, el tema del cambio de facturación a principios de este mismo 2021, me indicó que igual podría ser más interesante poner la lavadora a medianoche para aprovechar los bajos precios de la electricidad a esas horas.


Igualmente, me temo que esta idea también pasó desapercibida


Dejando la ironía de lado, lo que sí que parece ser que nadie ha observado, es precisamente con todo esto de los récords de precio, a qué horas sale más cara la electricidad. Menos aún de la situación estacional asociada.


Y eso que el cambio de facturación, además, ahora incorpora para los grandes consumidores, una tarifa cambiante mes a mes según la estación del año, ya no es sólo un cambio según la hora o el día de la semana.


Que más tarde haya salido la población teutona (a saber, Alemania, Austria y Suiza) avisada de un posible mega-apagón eléctrico durante los próximos cinco años, no ha ayudado mucho a calmar los ánimos. Aunque la ministra de Transición Energética y Reto Demográfico haya salido precisamente a restar importancia a ese anuncio (probablemente eso haya causado aún más pánico).


Como de costumbre en esos casos, el que esto suscribe empezó a usar la lógica y los conocimientos de electricidad para intentar dilucidar hasta qué punto todo esto estaba bien explicado. El siguiente paso, habitual, fue el de sentarse a escribir sobre ello, ya que me ayuda a poner en orden mis pensamientos.


El primer intento, bastante largo, tiraba de perogrulladas simples y obvias, sin entrar en demasía en analizar datos voluminosos, y basándose en los datos de producción acumulada diaria durante unos pocos días.


Un poco de análisis, sin embargo, rápidamente dio cuenta que la situación estaba peor de lo que me parecía en un principio. La investigación se fue ampliando, y, por otros eventos externos, además, complicando.


Un ejercicio de re-documentación y re-lectura de muchos datos se juntaron con una descarga de datos de muchos meses, día a día, desde esta fantástica plataforma de información que es la REE (Red Eléctrica Española).


Y, como es habitual, el ‘articulillo’ de tres páginas se ha transformado en toda una indigesta y aburrida serie.


El objeto: el análisis de la situación de la red eléctrica española, su generación, los problemas que introduce la intermitencia de las renovables (spoiler: muchos y largos de explicar), las inestabilidades, así, en plural, que generan éstas (primera parte), los sistemas de estabilización (segunda parte), y el impacto económico, social y político que todo esto implica (el resto).


Obviamente, el tema del gas, su precio, y el Pico de los Combustibles Fósiles tienen su lugar de relevancia en toda esta serie.


Hagan un buen uso de la cafetera, que, conociendo al autor, esto va para largo.


Los hechos.


Hace décadas que se nos dice que hay que apostar por las renovables, que eso nos vuelve ‘autosuficientes’ e ‘independientes’ energéticamente, y que con ello nos va a bajar la factura de la luz (que en este caso, significa electricidad). Incluso se llega a afirmar que hoy por hoy la electricidad de origen renovable es más barata que la de origen fósil.


Sin embargo, llevamos unas semanas en que se baten récord tras récord de precios de la electricidad, a pesar de tener ahora más renovables que hace una década.


No sólo eso, hace ya meses que hay problemas con la factura eléctrica, con un cambio de tarificación, nuevos tramos horarios, incluso bajadas (temporales) de impuestos. Igual hay que cambiar la hora a que poner la lavadora… de nuevo.


Además, para bajar la factura, se han modificado, eliminado y traspasado partidas de la misma en lo que es un juego de trileo fiscal.


A pesar de ello, las facturas se han disparado tanto para los usuarios finales como para las comercializadoras, lo que ha llevado a muchas de ellas a la bancarrota especialmente en el Reino Unido donde la situación es más peliaguda.


El problema además, se extiende por toda Europa, con lo que no es un mero problema local de nuestro gobierno (actual), sino de todo el continente. 


China también se ha apuntado a la moda que California lleva años liderando.


Se aduce, correctamente aunque de forma parcial, que la subida del precio del gas es la responsable.


Se aduce, también de forma correcta parcialmente, que el impuesto al aire (o sea, a las emisiones de CO2) también sube la factura.


De estas dos cosas, hay pruebas numéricas, fáciles de encontrar. Son hechos. Sin embargo, sólo explican alguna parte de la subida, nunca de toda.


A pesar de haber hablado extensivamente de las tarifas horarias en la nueva facturación, no se habla de las horas en que se producen los picos, ni de la producción (spoiler: inexistente) renovable en esos momentos.


Se aduce (también correctamente de forma parcial) de la complejidad en el mecanismo fijación de precios, de que esto es una imposición de Europa (lo cual explica también porqué esto pasa en toda Europa, aunque no termina de explicar porqué los desorbitados precios en el Reino Unido – más de 10 veces el precio en España, ni lo que pasa en China o California), que las hidroeléctricas se están forrando, así como otros productores de electricidad, etc.


Todo esto son hechos, y son irrefutables.


El precio récord, casi de forma inevitable y conocida, pero no publicitada, se produce alrededor del anochecer, con todos los precios alrededor de esta hora próximos, especialmente una vez se ha hecho de noche. Ese pico de precios coincide con el pico de consumo diario, obviamente, y que esta precisamente en la franja de tarificación más cara. 


Y esto no sale en las discusiones habitualmente.


Tampoco se habla de que el cambio horario de invierno lo empeora, al adelantar la puesta del sol e incrementar las horas que se pasan dentro de la franja más cara. Y dicen que se hace para ‘ahorrar energía’… ¿a quién?


Francia, uno de los países con menores emisiones de CO2 gracias a su gran capacidad de generación nuclear, sin embargo, es más barata que el resto, poniéndose las botas en base a cobrar a sus vecinos, aunque no está exenta de una cierta subida de precios. [Nota de AMT: Eso era así el año pasado. Ahora, con la mitad de las centrales nucleares francesas paradas, la situación ha empeorado mucho en el país galo].


El Reino Unido tiene precios muchísimo más elevados que el resto de Europa, alrededor de un orden de magnitud (o sea, 10 veces), tras el paro de la línea de transmisión (una de las dos subcentrales de la IFA1 se quemó) que suministra electricidad francesa a las Islas Británicas. Esta subida de precio ha llevado a la quiebra a pequeñas comercializadoras (y con ello, dejando al aire la situación de todos sus clientes), empresas y fábricas, especialmente de fertilizantes (que usan gas y electricidad a la vez) a pesar de que el Reino Unido tiene producción propia de hidrocarburos en el Mar del Norte.


Hay que destacar que el Brexit y otras circunstancias concomitantes, como su relación con Francia, hacen que el caso británico sea especialmente fiero.


Pero ahí es dónde entra el tema horario y la situación de las renovables:

 

A última hora de la tarde, la producción fotovoltaica es baja por no decir nula.


En verano, la climatología suele poner un anticiclón alrededor de Europa, de tal manera que apenas suele hacer viento, no sólo en España, sino hasta en Irlanda.


Tras un verano seco, muchos pantanos están bastante bajos. No sólo en España, también en la ‘batería’ escandinava.


Redoblar la apuesta por la fotovoltaica (de noche) y la eólica (con calma chicha) no va a arreglar esto: multiplica por cero la producción, y por un uno seguido de muchos ceros el coste.


Así pues, alrededor de la puesta del sol no tenemos ningún aporte ni de fotovoltaica ni de eólica ni de hidroeléctrica en verano debido a la situación meteorológica, lo cual obliga a las centrales de respaldo, que casi de forma invariable son ciclos combinados a gas, a trabajar a tope.


Se han cerrado muchas centrales de carbón, de fuel oil y algunas nucleares, habiendo planes de cierre de nucleares en muchos países de Europa, con Alemania a la cabeza, dejando básicamente la hidroeléctrica, algunas nucleares (especialmente Francia) y los ciclos combinados de gas como centrales de respaldo.


Eso hace que el respaldo básicamente se centre en los ciclos combinados de gas, ergo la dependencia del gas aumenta. No es, ni de lejos, el único problema que hay, y de esos problemas va esta serie de artículos.


La potencia (de producción eléctrica) instalada en España es de más de 112 GW. El pico de consumo es de alrededor de 44 GW, y éste permanece estable desde 2009. 


Y ese pico es en invierno.


Los picos actuales (2021) de precios se están produciendo con consumos de pico de sólo 30 GW, o sea, sólo el 27% de la potencia instalada. Y en la época del año en que menos energía se consume, con el día aún relativamente largo (finales de verano, principios de otoño) y temperaturas agradables.


Todo esto también son hechos, y son irrefutables.




Algunos detalles más.


Energía solar.


Aunque estos hechos son relativamente fáciles de atestiguar, hay otros hechos que se escamotean de la discusión, o como mucho se pasan de soslayo. De hecho, el tema de la hora en que se produce el pico y de la falta de producción renovable no es algo habitual en estas discusiones, a pesar de ser elementos de muchísimo peso.


Precisamente, todo lo relacionado con la intermitencia incontrolable de las renovables eléctricas que se fomentan es por dónde se van a explicar las causas de la problemática, ya que las ramificaciones siguen sin ser comprendidas a pesar de ser la causa última de la problemática. Entre estas ramificaciones figuran los precios, pero también otras mucho más peliagudas.


Sin entender esto, no se puede entrar a abordar ninguna solución.


El primer punto, es obvio, de perogrullo, de sentido común. La fotovoltaica sólo produce si hay sol, y encima, a ciertas horas, ni habiendo sol (por la orientación, restos orgánicos varios, sombras, plantas). Además, existen unas cosas llamadas nubes que a veces dan sombra.


Resulta curioso que cuando promuevo las cocinas solares, lo primero que me reprochan es que uno no se puede hacer la cena con esa tecnología porque de noche no hace sol. Obviamente, se ve que sí que hace sol para usar fotovoltaica…


De la misma forma, resulta obvio que de noche encendemos las luces porque no hace sol. Así pues, el consumo eléctrico tiene una complementariedad de peso con la generación fotovoltaica.


De la misma forma, en invierno ponemos la estufa porque hace frío. Y si hace frío, es porque el día de Navidad (el más corto del año) en España recibimos ¼ parte de la energía solar que recibimos en el mismo lugar el día de San Juan (el día más largo y con el Sol más alto).


En el caso de Alemania y el Reino Unido, la ratio es de 1:6, peor.


Y eso sin contar con las habituales nubes invernales.


Una vez más, la producción y el consumo tienen una correlación inversa (cuando se produce no se consume y viceversa), especialmente con la solar.


En este caso, la situación además de diaria es estacional. Y eso afecta a la producción termosolar con almacenamiento, de la que hablaremos más adelante. De todas formas, este tipo de producción no sólo está de capa caída, es mas caro, pero es que no es viable, ni con estos precios, como demuestra Abengoa.


La eólica.


El caso del viento es más caprichoso. No varía de una forma predecible y calculable como la fotovoltaica. Bueno, la potencia máxima que la fotovoltaica puede dar, que no siempre se cumple. Además, la dependencia del lugar es todavía menos calculable que con la solar, y sólo se puede determinar de forma empírica. Y los mejores lugares ya están ocupados...


No en vano la volubilidad de las veletas es lugar común en el lenguaje.

Para colmo, algunos científicos ya están explicando que poner aerogeneradores en algún lugar, puede causar (y causa) que los vientos cambien, con lo que lo que se ha determinado ahora de disponibilidad de energía eólica puede cambiar en un futuro debido precisamente a la instalación de aerogeneradores.


Por no mencionar que el cambio climático también está haciendo cambiar las pautas del viento.


Sin embargo, años, décadas de observación, han demostrado ciertos patrones de comportamiento del Dios Eólo.


Hay dos muy destacables: la estacionalidad (tiene tendencia a soplar en ciertas épocas del año, así como en ciertas franjas horarias que dependen de esa estación), y el ‘tamaño’ o el área en que eso ocurre.


La conjunción de estos dos patrones está manifiesta en la situación actual: el viento, en verano, tiene tendencia a no soplar en toda Europa.


Es más, generalmente, cuando sopla en España, suele soplar también en el resto de Europa, de tal manera que no se suele dar la situación en que el viento que sobra en un país se puede aprovechar en otro. Y viceversa: cuando no hace viento en España, habitualmente no lo hace en el resto de Europa.


Hablamos de Europa porque se está intentando integrar la red eléctrica de varios países en una sola, precisamente con la intención de integrar la energía que se produce y se usa. Esto es sumamente importante y se abordará en el segundo bloque de esta serie.


Además, la ventosidad suele ir por días o semanas de mucho viento, seguidos de días o semanas de calma chicha. En toda Europa, con especial énfasis a finales de verano y principios de otoño.


La hidroeléctrica.


Con diferencia, la energía hidroeléctrica es (técnicamente) la más manejable. No sólo es despachable y controlable, hecho sumamente relevante como veremos, además es barata y sumamente rentable.


También es la más explotada: apenas quedan posibilidades de ampliación. Hace décadas que muchos países son totalmente ‘renovables’ precisamente en base a la hidroeléctrica (por ejemplo, Noruega).


Sin embargo, es todavía más estacional que la eólica, y no sólo en España, también en ese gran embalse, reserva europea de hidroeléctrica, que es la península escandinava. Allí tienen mucha nieve que en primavera/verano alimenta los pantanos. Eso es justamente complementario con el caso español, dónde las lluvias invernales permiten una buena producción hidroeléctrica durante esa época del año, pero que a finales de verano están secos, debiéndose priorizar otro tema más importante: el consumo de agua.



Sin embargo, a principios de otoño hasta los pantanos escandinavos estaban en mínimos, con una aportación de electricidad muy baja precisamente para ahorrar agua hasta las lluvias y nevadas que en esos momentos estaban ya cerca… con el permiso del cambio climático.


Los datos.


Bueno, mucho bla bla bla, pero ¿que hay del ‘fact check’, de la realidad? ¿qué nos dicen los datos?


Empecemos por lo más sencillo y obvio: la producción por tipo de energía en uno de esos días que se batieron récords de precio, el 30 de octubre de 2021.


De la gráfica, los datos que aparecen a la izquierda son los correspondientes al pico de demanda de ese día: a las 21:10, claramente de noche.

 


Si los ponemos por orden de producción, primero van los ciclos combinados seguidos de la nuclear, la hidroeléctrica, intercambios internacionales (compra al extranjero, básicamente nuclear francesa), cogeneración y residuos (básicamente, gas), y el total de las renovables aceptadas por el Santo Sanedrín o el Politburó, es decir, eólica (1541, 4,95% de la producción) y la inexistente solar fotovoltaica apenas no llegan al 5%. 


De mención los 373MW (el 1,2%) a esa hora de la solar de concentración con almacenamiento.


Ese día el precio del MWh fue de 220€, justamente durante esa franja horaria. Ligeramente inferior en las horas alrededor de esa franja horaria.


Una ojeada a la franja verde (eólica) y azul claro (hidroeléctrica) muestran que su producción es bastante escasa. La eólica va claramente en descenso, mientras que la hidro la dosifican durante el día para usarla para cubrir los picos de primera hora, y, sobre todo, tras el anochecer.


También es recomendable echar una ojeada a la importación de energía. Básicamente, lo que dice es que estamos comprando energía a otros países (Francia la que más, debido a su estructura de generación) para poder compensar las variaciones.


La gráfica está muy bonita, pero no es suficientemente explicativa. Más que nada, para comparar y tener algo sobre lo que basarse.


Pero antes de ver más gráficas, veamos algunos datos comparativos importantes. La tabla siguiente es útil en ese sentido: en la primera columna, el tipo de centrales eléctricas, en la segunda, la potencia total instalada, que es la que ordena la tabla, de mayor a menor. 


Título

INSTALADA Oct 2021



Sistema eléctrico

Nacional



Magnitudes

MW








                    10/2021

                Producción                      30/8/2021

            Relativa

Eólica

27983,497

1541

5,51

Ciclo combinado

26250,145

9136

34,80

Hidráulica

17093,176

5325

31,15

Solar fotovoltaica

13715,797

6

0,04

Nuclear

7117,29

6927

97,33

Cogeneración

5646,528

3000

53,13

Carbón

4883,715

972

19,90

Turbinación bombeo

3331,4

0

0,00

Solar térmica

2304,013

373

16,19

Turbina de gas

1148,65

0

0,00

Otras renovables

1093,111

0

0,00

Motores diésel

768,67

0

0,00

Turbina de vapor

482,64

0

0,00

Residuos no renovables

440,861

0

0,00

Residuos renovables

170,112

0

0,00

Hidroeólica

11,32

0

0,00

Fuel + Gas

7,95

0

0,00

Potencia total

112448,875

27280

24,26


 

Tercera y cuarta columnas, potencia generada a la hora susodicha (21:10 del 30/octubre/2021) y el porcentaje de potencia que producen con respecto de la potencia total instalada.


A observar: la nuclear está casi a tope: 97,33%. La cogeneración, con un buen 53,13% (¡ojo, incluye todo lo que son residuos, así que la potencia relativa baja!). Sigue el ciclo combinado al 35% y la hidráulica a un bajo 31,15%. El resto, carbón (20%), solar térmica (16%) y las míseras eólica (5,51%) y fotovoltaica (0,04%) están claramente infrautilizadas.


Que el carbón apenas se use es una buena noticia medioambiental, pero que la solar térmica sólo dé un 16% de su potencial a la hora de mayores ingresos, deja muchísimo que desear.


Que la eólica sea inexistente, igual que la fotovoltaica, ponen blanco sobre negro la situación.


Ojo, que una hidro al 31%, a la hora de máxima demanda, es claramente un síntoma que muy sobrados de agua no estamos: obvio, es octubre y las lluvias (que ya las ha habido) aún están lejos (a unos dos meses) de haber llenado los pantanos.


Los ciclos combinados también están bajos, a pesar de ser los que llevan la mayor parte del peso de la situación, a un 35%.


Que el pico de demanda se sitúe en 27.280 MW, el 24,26% de la potencia instalada, sin embargo, deja de manifiesto el gravísimo problema que tenemos a la hora de afrontar las facturas: tenemos una sobrecapacidad de producción terrible, enorme… y costosa de mantener.


Aún así, esto todavía está lejos de poder poner las cosas claras del todo. Es sólo un día de récord… que fue batido bastantes veces a posteriori (mi solitaria neurona de ciencias es lenta escribiendo y procesando datos).


Echemos una ojeada pues a la producción diaria acumulada (energía, MWh, no potencia puntual) durante los meses de Agosto, Septiembre y Octubre de 2021.



Si uno se fija bien, la producción total tiene muchos altibajos, pero esos son evidentes si se observa en qué día se producen: son las variaciones semanales, donde los fines de semana se consume menos.

Pero no sólo estos vaivenes del consumo son notables. De hecho, son un porcentaje relativo bajo respecto de la media de consumo. Lo que varía salvajemente es la franja verde (y, de rebote, la amarilla), y, aunque en menor escala, la naranja.


A saber: la verde es la eólica. La naranja, la fotovoltaica. Y la amarilla, los ciclos combinados, que en estos meses son los responsables de mantener el orden y seguridad en la red eléctrica.


De la misma forma, la franja azul claro de la hidroeléctrica varía poco, pero se observa una tendencia a ir bajando de tamaño de izquierda a derecha: a medida que nos vamos quedando sin agua en los pantanos.


El máximo consumido es de alrededor de 779,6GWh, y el mínimo de 573,76. Una diferencia de unos 206GWh. Sobre una media de 684,3.


Aún así, la gráfica es pequeña y confusa para los que tenemos presbicia. Es mucho más aclarador el sacar los datos de forma desagregada. Empecemos por dos tecnologías fáciles: Carbón y Nuclear.

 


 

Lo primero: hay que destacar dos paradas de centrales nucleares, previstas, que son muy claramente observables. Si descontamos esos dos paros, lo que tenemos es una curva sumamente plana: trabajan a tope casi todo el rato.

 

La curva del carbón es más oscilante, pero sigue siendo llana. Además, es baja.


Fácil. Y, como se explicará en el siguiente bloque, realmente muy relevante aunque a simple vista parezca justo lo contrario.


Vayamos a la hidroeléctrica.



Aquí se nota de forma más marcada lo que anteriormente se ha descrito: a medida que pasan los días, nos vamos quedando sin agua para la hidro. La turbinación sin embargo se mantiene, aunque obviamente está muy baja. Estos dos detalles, especialmente el de la turbinación (que es en realidad lo contrario a la hidroeléctrica: consume electricidad para almacenarla), también serán detallados en el siguiente bloque.


Aún así, se observa claramente oscilante, aunque no en exceso.


Veamos los ciclos combinados:

 



La oscilación es sumamente notoria. La variabilidad es muy alta: de mínimos de 50 a máximos de 300GWh.


Vayamos ahora a la fotovoltaica y solar térmica:


De nuevo, gran variabilidad, y una tónica decreciente. Notable el que la termosolar haya dado ceros varias veces.


También es notoria la correlación entre ambas: obviamente, las dos tienen la misma fuente de energía primaria, el Sol. Y, obviamente, esos valles y ceros son días totalmente nublados en todo el país.


La tónica descendente además es también astronómica y meteorológicamente predecibles: estamos en la parte del año en que la insolación diaria se reduce, a medio camino entre el solsticio de verano y el de invierno, y además, pillando de por medio el equinoccio de otoño (22 de Septiembre de 2021 a las 19:21h UTC).


Y la última de la temporada, la mayor causante de todo este embrollo: la eólica.

 



Llamar a esta curva ‘predecible’ y ‘confiable’ es claramente una afrenta a la inteligencia de la gente. La mejor descripción es ‘caprichosa’, ‘inestable’, ‘extremadamente variable’, y, quizás de forma muy sabia: variable como una veleta.


Estamos hablando de variaciones desde valles de menos de 50GWh a más de 300, con variaciones de más de 200 en menos de dos días. Si, se parece a los ciclos combinados.


Dicho de otra manera: la variación de producción eólica, mucho más aleatoria, es del mismo orden de magnitud que la variación de consumo, mucho más previsible y lenta. Con un máximo de 321,7 GWh y un mínimo de 21,8 durante el período, tenemos que en términos absolutos varía más (301 GWh) que lo que varía la demanda durante el mismo período.


Si en lugar de hacer este cálculo con valores absolutos, se hace con valores relativos, queda patente que es una energía de la que no nos podemos fiar: sobre una media de 109 GWh, la variación es del -100 a +200%. No está mal, ¿verdad?


En comparación, lo que consumimos varía del orden del ±15% (unos 100 sobre 684).


Afinando algo la vista, de la gráfica de colores tan chula que nos da la web de la REE, se observa que la línea superior de la franja amarilla (ciclos combinados) es bastante más llana que la subyacente línea superior de la franja verde (la eólica). Eso debería llamar la atención. Pero para aclararlo, en la siguiente gráfica se presentan la suma de la eólica + CC frente a la producción total.

 

 

Llama la atención cómo la variabilidad enooooorme de la eólica, ahora deja paso a una línea más llana, que mimetiza bastante bien la línea superior de la generación total, cubriendo alrededor de más de una tercera parte de la producción. Sin embargo, la variación absoluta es prácticamente calcada.


Lo que indica claramente que la caprichosa y volátil eólica está siendo compensada muy eficazmente por los ciclos combinados (habría que sumar la hidro, pero en este caso ya sabemos que el aporte de ésta es menor).


Que la variación absoluta de la generación total y de la suma eólica + CC sea prácticamente calcada significa que no sólo se compensa la eólica, también el consumo. Tarea doble para los CC.


Dicho de otra manera: sin centrales despachables de respaldo no tendríamos la ‘seguridad (o estabilidad) eléctrica’ que tenemos. La oscilación que se observa de los ciclos combinados se debe a los caprichos del viento, ni más ni menos, no a los propios ciclos combinados.


Son los ciclos combinados los mayores artífices que hayamos podido integrar tal cantidad de renovables, a pesar de los evidentes problemas que éstas presentan.


Claramente, la eólica (ni sola ni conjuntamente con la fotovoltaica) nos sirve para cubrir la demanda. Su variabilidad y caprichosidad, su intermitencia, su descontrol, son los causantes últimos  de la variabilidad de los precios. Afortunadamente, de momento aquí se queda la cosa.


Los problemas vienen debido a unas renovables eléctricas intermitentes y caprichosas.


Necesitamos mucha capacidad de producción que sea despachable (y no cualquiera) para poder compensar esa gran volatilidad.


Por cierto, apenas se nota, pero la tendencia total de la eólica es muy ligeramente al alza.


La variabilidad estacional.


Hasta aquí un estudio de la situación en el momento de los ‘récords de precios’. Pero ya se ha comentado que hay un tema de estacionalidad muy fuerte en cuanto a la producción energética, sobre todo con la capacidad de la hidroeléctrica de compensar, así como la producción eólica y solar.


Por tanto, esta parte anterior se centra alrededor del equinoccio de otoño (septiembre y octubre), que parece ser que es el momento del año en que se produce la mayor volatilidad de precios.


Parte del estudio, sin embargo, ya parte desde el cálido agosto, pero sigue estando lejos de los otros dos hitos anuales que se hallan alrededor de los solsticios de verano (21 de junio) y de invierno (21 de diciembre).


De todas formas, los problemas suelen ir algo desfasados: el pico del calor se suele producir a finales de julio, alrededor de un mes más tarde del solsticio. De la misma forma, el pico de consumo de invierno también se suele producir alrededor de un mes más tarde, a finales de enero (alrededor de San Antonio, ‘el Día de los Burros’), debido al decalaje térmico asociado (inercia térmica, resultado de ‘integrar’ la energía recibida – o dejada de recibir – del Sol, término importante como veremos en la segunda parte de esta serie).

 

Por eso hace falta analizar los dos meses alrededor de dichos solsticios: junio-julio y diciembre-enero. En este caso, diciembre de 2020 y enero de 2021, mal año para tomar de referencia debido al Coronavirus, pero que también es el año de los picos, y junio y julio de 2021, justo antes del repunte.


Ojo porque fue precisamente en la primavera de 2021 cuando saltó a la palestra la subida de precios de la luz, con el cambio de tarificación, a pesar que el gas aún estaba en ‘precios normales’!!

 

Verano.


Por proximidad con las fechas en que se produjeron los precios alarmantes, empezaremos el estudio de variabilidad estacional en la estación veraniega: justo los dos meses anteriores a los ya analizados, así se podrá ver exactamente la evolución desde máximos solares.


Según la REE:

 


 

Por tanto, dado que el solsticio de verano es el momento en que el día es más largo, en que hay más horas de sol, parece apropiado empezar por analizar las dos renovables directamente relacionadas: solar fotovoltaica y solar térmica:



 

De nuevo, prácticamente idénticas en la forma aunque la variación relativa es mayor en la térmica. A observar: en junio hay más días nublados, pero los días que produce generan más energía fotovoltaica en junio que en julio. Esta variación no se nota tanto en la térmica.


La razón es simple: el rendimiento de los paneles fotovoltaicos baja con la temperatura, al revés que en la solar térmica, así que en julio, al hacer más calor, la producción real de la fotovoltaica baja por la suma de los dos factores: el día se empieza a acortar aunque hace más calor.


A pesar de ello, el ‘bache’ en la segunda mitad de junio, justo por el solsticio, demuestra hasta qué punto se puede uno fiar de la fotovoltaica, demostrando que la ‘previsibilidad’ siempre da mayores resultados que la realidad, y en factores nada desdeñables.


Máximos de producción del orden de 90GWh a finales de junio, y de 80GWh a mediados de julio, con mínimos del orden de 50GWh para la fotovoltaica. Máximos de 30GWh para la solar térmica.


Pasemos ahora por la hidroeléctrica y la turbinación:

 

Se observa una cierta variabilidad en la hidro, a pesar de estar de forma más o menos llana durante junio, para ir reduciendo durante julio su producción. De nuevo, la turbinación apenas relevante.


Media de alrededor de 70 – 80 Gwh en junio, con picos del orden de 100 Gwh, mínimos del orden de 50GWh. Muy notorio el pico de finales de julio, probablemente por necesidad de desembalsar por alguna razón metereológica que justo coincide con una bajada de la producción solar.


En el análisis anterior, la hidro tenía picos de 80 y una clara tónica descendiente. Comparando con este gráfico se hace patente la bajada de nivel de los pantanos.


Sigamos con la eólica:

 

 

En comparación con el análisis anterior, este período tiene algo menos de variabilidad, pero la producción media es similar (unos 125GWh), con picos similares (250GWh), pero menos oscilaciones. Es decir, más constante y menos variable.


Por otro lado, los ciclos combinados:



De nuevo, gran variación, que además se observa periódica (la ‘intermitencia semanal’).


Por eso, de nuevo, suma de Eólica + CC en comparación con la producción:


Una vez más, se observa cómo la suma no sólo es mucho más constante, del mismo orden de magnitud relativo (25 – 30% de la producción total), mientras que la variación absoluta es prácticamente la misma que la de la producción total.


Demostración que los ciclos combinados son los responsables de mantener la producción bajo control.


Por si quedaban dudas, y puesto que la producción solar se estima mucho más elevada en este intervalo de tiempo, pongamos la suma de Eólica, Solar y CC contra la producción total:


El porcentaje relativo sube al 50%, mientras que la variación absoluta es prácticamente calcada entre la producción total y la producción de la suma, ratificando la conclusión anterior.


Para que quede en el expediente, añadamos la nuclear y el carbón:

 

 

Se notan los cierres temporales de algunas nucleares, la escasa relevancia del carbón, y el gran aporte de la nuclear de forma sostenida alrededor de los 160 GWh. Lo contrario a la volatilidad.


Como resumen: en verano la aportación solar es claramente mayor que durante el equinoccio de otoño, la variabilidad de la eólica es menor, la hidroeléctrica aún produce y permite su uso de forma aceptable, y siempre los CC son los encargados de mantener la cosa bajo control, asumiendo una gran variabilidad en su producción.


Es de notar, sin embargo, que la producción está ligeramente por debajo del período estudiado con anterioridad, en ascenso hacia ese máximo que se suele encontrar en agosto, debido a las elevadas temperaturas que suceden a finales de julio y principios de ese veraniego mes. Es el ‘pico de demanda de verano’, generalmente asociado a los aires acondicionados.


Invierno.


Alrededor del solsticio de Invierno es cuando hay menos Sol disponible, y más demanda de electricidad precisamente a consecuencia directa (luz) e indirecta (frío que se combate poniendo en marcha estufas) de esa falta de Sol.


Según la REE:




Debido a la inercia térmica, el momento más frio del año suele estar entre mediados de enero y principios de marzo, siendo típico el pico de consumo eléctrico del año durante el primer mes del año, con especial énfasis en su segunda mitad.


Veamos cómo fue el invierno 2020 – 2021. Como en el otro caso, empezaremos por la solar.

 


Muy destacable la gran volatilidad y variabilidad de la fotovoltaica, especialmente durante diciembre. Destacable la práctica nulidad de la solar térmica.


Los picos apenas llegan a 40GWh, que es menos de la mitad de los picos del solsticio de verano, con medias claramente inferiores debido a la variabilidad, alrededor de 20GWh. Eso para la fotovoltaica, que para la solar térmica pasamos de producciones de picos de 30GWh relativamente sostenidos en verano, a picos puntuales por debajo de 10 GWh, con media durante diciembre claramente por debajo de los 5 GWh, y prácticamente nula durante días enteros, de forma totalmente ‘aleatoria’.


De nuevo, gran diferencia (a menos siempre) entre la ‘previsible producción solar) y la realidad.


Tal y cómo se esperaba, mucha menos energía solar en invierno que en verano, alrededor de ¼ parte. Para eso, pongamos una gráfica que compara la fotovoltaica durante los dos meses de verano analizados frente a los meses analizados en esta sección:


Se ha dicho que la otra cara de la moneda son otras dos fuentes renovables: hidro y eólica. Empecemos por la primera:



Con picos de casi 180 GWh, y producción media por encima de los 100 GWh, queda claro que la hidroeléctrica es bastante generosa en esta época del año, tal y cómo se había previsto.


La turbinación también es más elevada, pero queda empequeñecida por el elevado valor de la hidroeléctrica. Comparemos la producción hidroeléctrica de invierno y verano:



Vayamos ahora por la otra que se ha dicho que producía más en invierno, la eólica:

 

 

Como de costumbre, se observa una gran variabilidad, aunque en estos casos los picos y valles son claramente más duraderos, pero, sobre todo, más elevados.


Para empezar, se observan algunos picos cerca de los 400 GWh, en comparación con escasos picos puntuales de alrededor de 250 GWh. La media además es claramente elevada. Sin embargo, los mínimos vuelven a estar alrededor de 50GWh.


Comparemos de nuevo:

 

 

No hay duda: también es estacional, como la hidroeléctrica. Sin embargo, sigue siendo muy variable, y a pesar de una media más elevada, la duración de las calmas es más larga.


Y a diferencia de la hidro, esta no es almacenable ni controlable.


Ahora, a por los CC:

 

De nuevo, gran variabilidad, como de costumbre. Picos más bajos esta vez, obviamente. Media más baja, y mínimos más bajos (alrededor de 20GWh, frente a los >40GWh de verano).


Como de costumbre, comparemos Eólica + CC contra producción total:

 


En este caso, a diferencia de los anteriores, se observa que la variación absoluta de la suma Eólica + CC es incluso mayor que en el caso veraniego, que no sigue tan claramente a la generación total.


En realidad, es obvio: la hidro hemos visto que aporta mucho más en esta época del año, así que lo correcto es comparar la suma Eólica + CC + Hidroeléctrica contra la generación total:

 


 

Ahora sí que se observa el mimetismo entre la producción total y la suma de las tres aportaciones.


Para que conste en el expediente, de nuevo, nuclear y carbón:

 

 

De nuevo, nuclear plana a tope con una bajada al final por parada prevista. Nada nuevo ahí. Sin embargo, claro repunte del carbón a principios de enero. 


Y, esta vez, para que quede claro, comparación de producción total entre invierno y verano:

 


  

Lo dicho, mayor consumo en invierno que en verano, y, en este caso, además prácticamente plano durante todo el invierno, pero con un leve repunte a finales de enero, apenas discernible.


Otros datos.


Además de estos datos de la REE, hay otras fuentes de datos que pueden ser interesantes. Incluso simulaciones.


De entre estos datos, por ejemplo, es interesante ver las ‘simulaciones’ de la solar, que dan la energía solar que se recibiría si no existiesen las nubes ni ningún efecto metereológico que afectase la radiación solar, los paneles fuesen ideales, las temperaturas frías, viviésemos en los mundos de Yupi, etc.


Dado que la orientación es clave en todo lo que sea solar, realicé la simulación para diferentes elevaciones del panel, de forma normalizada (por energía producida en la peor fecha), incluyendo además un seguidor solar. Este es el resultado:

 


Ojo porque la gráfica puede resultar engañosa: se ha normalizado para cubrir el consumo en el peor de los casos. Eso implica que se han escalado los m² de paneles necesarios para cubrir esa situación, con el resultado de sobreproducción durante el resto de meses.

Los casos totalmente plano y totalmente vertical son los que más sobredimensionamiento necesitan, así que son los que más sobreproducción tienen. Lo interesante de esos casos es cuándo.


El caso del Invernal es el que mejor resultado da con la menor sobreproducción y cantidad de paneles: muy vertical, a 60º sobre la horizontal.


El caso Óptimo no resulta ser el óptimo, a no ser que se considere la venta de sobreproducción. En tal caso, es el que más KWh produce de todos por m² de panel, y es peor que el Invernal, al estar orientado a unos 45º sobre la horizontal, que está próxima a la elevación de la península.


Curiosamente el sistema con Seguidor tiene todavía más sobreproducción, y aunque tiene mejor rendimiento por m² de panel que el Óptimo, también tiene un coste más elevado.


Se puede comparar, aproximadamente, con los datos reales obtenidos de una vivienda en Oxford, con la orientación sobre tejado, cercana a la que en este gráfico se ha denominado Óptima.

Lo interesante de esos datos es que son recogidos durante varios años, y se puede ver la variación de un año a otro, con respecto de los valores ‘óptimos’ recalculados para esa misma ubicación y orientación:

 


En esta gráfica, lo que se observa es una gran variación o dispersión de valores obtenidos en los años 2012, 2013 y 2014, frente a los valores estimados o previstos, que en casi todos los casos están por encima de los obtenidos reales, en algunos meses son realmente escandalosos (marzo y abril).


Otra gráfica, el consumo energético del piso en el que vivía en 2015:

 

 

La estacionalidad en todos los casos es más que evidente, notándose la complementariedad entre el consumo (mayor en invierno) y la producción (mayor en primavera/verano).


Un par de gráficas más. La siguiente, sobre la eficiencia de la fotovoltaica según la temperatura, algo que se ha comentado que reduce la producción en julio debido a la mayor temperatura de los paneles, que a su vez, es debido no sólo a la mayor temperatura ambiente, sino a la mayor insolación. A notar que lo que importa es la temperatura del panel, no la ambiente.


Y la última, la producción hidroeléctrica de 2020 según la Red Eléctrica Española, captura del informe anual del año 2020:

 

 

En esta gráfica se observa que efectivamente agosto, septiembre y octubre son meses de muy baja capacidad para este tipo de generación, tal y cómo se había comentado antes.


Con eso queda demostrado el problema de estacionalidad que generan las renovables, incluyendo la Hidroeléctrica.


Conclusiones.


Por hoy, suficiente análisis se ha hecho. Sólo es una pequeña parte, que encima es muy engañosa como se verá en la continuación de este análisis.


Aún así, los datos aquí presentados deberían ser suficientes como para tener muy claramente asentados varios puntos:


* La eólica es muy variable y caprichosa.

* Las tres grandes contribuciones renovables son fuertemente estacionales.

* Hace falta potencia despachable para poder controlar y mantener la red dentro de los parámetros de funcionamiento.

* El aumento de producción no controlable (solar y eólica) produce un gran aumento de la variabilidad de la potencia controlable, y

* la variabilidad e intermitencia de las renovables eléctricas no controlables produce una gran variabilidad en el mix energético (que implica una gran volatilidad en los precios).

* En verano e invierno las exigencias de potencia despachable no son tan elevadas como en otoño, debido sobre todo a la falta de hidroeléctrica.

* La energía hidroeléctrica, en caso de poder usarla, ayuda a mantener el control al ser despachable.

* El carbón apenas varía.

* La nuclear va a ‘piñon fijo’, invariable, aunque es una gran aportación.


Hay mucho todavía por ver. Para empezar, hace falta mucho detalle que no se ha aclarado en esta entrada, así como una cierta ‘amplitud de miras’ para ver el panorama a nivel europeo.


Esas aclaraciones se harán en la siguiente parte de este análisis de producción, entrando en los detalles de los problemas que se derivan de la renovables y que aquí aún no se han observado.


Una vez analizada la producción, lo que tenemos, y los problemas a que se enfrenta en la actualidad la red eléctrica, en el bloque de esta serie donde analizaremos la estabilidad y las soluciones para mantenerla que se aplican en la red eléctrica.


Hay que destacar que este primer bloque de esta serie consta de dos entradas diferentes, y aquí se acaba la primera.


Saludos,

Beamspot.