Queridos lectores:
Seguimos con Beamspot y la tercera entrega sobre el problema que plantea la gestión de la integración a escala de las energías renovables eléctricas. En la de esta semana (escrita a finales del año pasado), Beamspot explica cómo las necesidades de gestión de la red eléctrica hace que dependamos inevitablemente de la hidroelectricidad y las centrales de gas cuanto más renovable queremos integrar.
Les dejo con Beamspot.
Salu2.
AMT
(enlace a la 2ª entrega de la serie)
La Lavadora de Medianoche usa Detergente yAgua Caliente.
Lavado Normal.
Prólogo.
El bloque anterior se centró en analizar varios casos reales, con datos de la Red Eléctrica Española sobre la producción de electricidad en España.
Se repitió varias veces el término ‘estabilidad’, así como sus derivados ‘control’, ‘inestabilidad’, ‘ruido eléctrico’ y otros términos.
Aún así, apenas se pasó de puntillas sobre el tema de control de la estabilidad de la red eléctrica, si bien se dejó claro que toda esta serie va precisamente de ésto: la estabilidad (o falta de ella) de la red eléctrica española, cómo las renovables afectan, cómo eso tiene un coste, y cómo se hace para mantenerla.
Por eso, este bloque o sección, se dedicará a explicar someramente, para principiantes, cómo funciona el mecanismo de control y estabilización de la red eléctrica a un nivel básico, así como algunos elementos más adelantados como los límites relativistas que aplican a la red.
A partir de ahí, se analizará cómo afecta la introducción de energías renovables en la red eléctrica, en su estabilidad, en los sistemas de control, la red de distribución, y su consumo.
Es un tema muy muy complejo, pero algunas partes son relativamente sencillas de entender a nivel de concepto.
Principios básicos.
El sistema eléctrico que hace que las familias españolas tengan electricidad en sus hogares de forma no aislada, consta básicamente de tres partes importantes y diferenciadas: los sistemas de producción (‘punto A’), los consumidores (‘punto B’), y la red de distribución que lleva la electricidad de A a B, de lejos la parte más complicada y compleja de todas.
Si bien tenemos alguna idea de lo que significa consumir, la parte de producir sólo se conoce superficialmente, y sin embargo es la encargada de que tengamos luz en nuestros hogares con unas características muy importantes.
Estos sistemas de producción se pueden dividir en dos grandes sistemas muy diferentes entre sí: los sistemas basados en el giro mecánico de un alternador, y la fotovoltaica.
Dentro de los sistemas con alternador, hay dos tipos: los sistemas eólicos de velocidad variable o asíncronos, y todos los demás.
Como se puede ver, las renovables son algo ‘particulares’. Además de intermitentes. Por eso, dejaremos de lado de momento dichas renovables, y nos centraremos en lo que es la generación básica síncrona.
Todas las redes de distribución de electricidad del mundo funcionan básicamente (desde el punto de vista de los hogares) con lo que se conoce como ‘corriente alterna’ (CA o AC en inglés, Altern Current), es decir, una tensión que va cambiando de polaridad, 50 veces por segundo (Hz, Hercios) en Eurasia y África, o 60 Hz en todo lo que es América.
Hay varias razones para ello, siendo la principal que los transformadores de potencia están bien adecuados para trabajar a esas frecuencias manteniendo el sistema sencillo, cosa que no pasa si la frecuencia es muy alta, o si se trabaja en corriente continua. Eso facilita todo lo que es la cadena o red de distribución.
Otra ventaja es que la tensión se suele mantener bastante estable independientemente de otros factores, cosa que no pasa, por ejemplo, con un generador de Corriente Continua (una dinamo).
De ahí sacamos los dos primeros parámetros importantes a la hora de ‘medir’ la estabilidad: la frecuencia a la que se produce, y la tensión.
Ahora bien, hay un tercer parámetro importante que no es sencillo pillar a simple vista, y que es el resultado de entender esto de la corriente alterna: la fase. Además resulta que es el ‘valor’ que se utiliza para el control de la generación.
El término fase está muy relacionado con el de frecuencia. Hemos dicho que la corriente en Eurasia, y por tanto, en España, trabaja a 50Hz de forma alterna. Pero en la red, hay muchos generadores, y no pueden ir cada uno a su ritmo: todos tienen que estar sincronizados.
Todos tienen que ‘ir al paso’. La fase mide el retraso o adelanto entre dos sistemas que no van exactamente ‘al paso’.
Misma frecuencia… y a la vez. Es decir, con un desfase entre uno y otro de ‘cero’ (en teoría de cero grados, o cero radianes, medidas angulares).
En teoría, sí que hay un cierto desfase, pero ese valor depende de la tensión y potencia suministrada en cada caso. Además, hay otro factor complejo detrás (tanto en el sentido de complejidad del concepto para ser entendido, como en el sentido de ‘valor complejo’ matemático): la potencia real, la potencia reactiva y su compuesto la potencia aparente.
Dejemos la ‘complejidad’ atrás, ya que no es relevante para el análisis que se va a cubrir en esta serie, y dejemos como que hay una cierta ‘fase’ (adelanto o retraso) a la hora de ‘marcar el paso’ que depende de ciertos valores particulares de producción o consumo requerido. Simplemente eso. Para simplificar el análisis podríamos pensar que esa ‘fase’, además, es siempre ‘cero’.
Por tanto, podríamos decir que el parámetro importante a tener supervisado, es el de la frecuencia, puesto que el sistema de control se encarga de ajustar la ‘fase’ para que la potencia generada cumpla con lo necesario.
Así pues, podemos supeditar casi todo el análisis de estabilidad (para el nivel pretendido en esta serie de publicaciones, que es ‘sencillo’) a lo que es la frecuencia.
Paradójicamente, el tema frecuencia apenas será visto en esta entrada.
Bien, ¿como funciona un sistema de generación y su sistema de control? En la anterior entrada se puso un ejemplo sencillo, y que viene bien retomar para explicar cómo se mantiene el control de un generador: una alternadora o ‘burra’ para una instalación pequeña desconectada de la red.
Una alternadora ‘clásica’, es decir, el sistema más generalizado de producción de energía eléctrica, gira constantemente a una misma velocidad: 3000 revoluciones por minuto en un motor con un sólo par de polos, 1500 rpm en uno de dos pares, 1000 en uno de 3 pares, etc.
Si dividimos 3000 por los 60 segundos de un minuto, tenemos que una alternadora de dos polos gira 50 veces por segundo: los 50Hz.
Por tanto, el ‘truco’ del sistema de control es mirar en todo momento que la velocidad de giro es constante.
Cuando entra una nueva carga, o simplemente cuando se demanda más potencia, bien sea porque se le da a un interruptor para encender una bombilla, o porque el termostato de la nevera o del horno activa la carga (un compresor y una resistencia respectivamente), aumenta la potencia demandada, lo que, a una misma tensión, significa una mayor corriente, y por tanto, un mayor campo magnético que ‘frena’ el motor que hace girar el alternador.
Esta variación puede ser muy rápida, y los sistemas de control son relativamente lentos, así que hace falta algo que ‘enlentezca’ la respuesta, que la haga más lenta y por tanto más controlable.
Básicamente, hay un elemento físico que cumple a la perfección este concepto: lo que se conoce como ‘volante de inercia’. No es ningún invento nuevo: ya se usaba en las antiguas máquinas de vapor precisamente con el mismo fin: estabilizar la velocidad de giro. Los motores de coche también lo utilizan, y no son los únicos.
Para los interesados, se puede considerar el volante de inercia como un almacén de energía rotativa. Cuando entra una carga, el volante ofrece resistencia a ser frenado, así que una parte de la energía que tiene almacenada es la que se vierte en la red eléctrica para compensar el aumento de energía demandado.
Eso hace que la frenada no pare en seco el alternador, sólo retrasa la fase, dando así el tiempo necesario al sistema de control para que compense el aumento de demanda dando más potencia al motor que gira el eje de la alternadora para corregir ese retraso en fase y ponerlo de nuevo en su lugar.
Resumiendo: una gran masa rotativa, un gran volante de inercia, o la ‘inercia rotativa’ es un elemento deseable, importante, para mantener la estabilidad de la red.
Por eso, todos los sistemas que generan electricidad mediante alternadores tienen volantes de inercia de mayor o menor tamaño.
Por eso, aunque las aspas de los aerogeneradores son muy grandes, al rotar muy muy despacio, tienen una inercia rotativa muy baja, así que los aerogeneradores suelen tener un multiplicador para hacer rotar el generador a más revoluciones… y de paso poner un volante de inercia más adecuado aunque sea de menor peso.
Ojo: hay aerogeneradores que no tienen nada de eso, y, en general, suelen tener inercias rotativas bajas. El mantenimiento de la caja multiplicadora de velocidad (lo contrario a un engranaje reductor) es uno de los puntos importantes y caros de los aerogeneradores.
Para el resto, generalmente el alternador se suele poner bastante grande, y con mucho peso, favoreciendo así su efecto inercial, muchas veces, además, potenciado.
Varios ejemplos vienen al paso: las turbinas de gas son elementos rodantes bastante pesados de por sí, y aún más las turbinas de agua que mueven los alternadores de las hidroeléctricas (aunque eso depende del tipo de turbina), sin contar la propia masa del agua.
Las de vapor son similares a las de gas, aunque son más sencillas. Por eso no es raro encontrar que las turbinas tanto de vapor como de gas tienen volantes de inercia ‘añadidos’, habitualmente de forma externa, en el eje que acopla el alternador.
No sólo hay volantes de inercia en los generadores: hay elementos de estabilización independientes que básicamente son enormes volantes de inercia con un motogenerador asíncrono. Este tipo de tecnología de almacenamiento energético se está empezando a utilizar cada vez más, a pesar de tener muchas pérdidas, precisamente para dar estabilidad a redes con gran penetración de renovables.
Como ejemplo, podemos poner el sistema que hay en Lanzarote, instalado por la REE. No es el único, y su función siempre es la de aportar estabilidad de frecuencia y tensión en sistemas pequeños, y con abundancia de renovables. Ojo: es un sistema de almacenamiento de energía de corto plazo, decenas de segundos a lo sumo.
Ahí queda marcado un primer punto con respecto de la fotovoltaica: ésta no tiene nada de inercia, ni de almacenamiento energético (más allá de milisegundos), así que es imposible que pueda aportar estabilidad energética por sí misma.
Entre los aerogeneradores, hay bastante variedad. Los hay asíncronos o de velocidad variable, y los hay de velocidad fija. Los hay mas ‘básicos’ que meten en la red todo lo que producen, y los hay más sofisticados con algún sistema de control más refinado, incluyendo su propio volante de inercia asíncrono, o, los más avanzados, preparados para una gran penetración, que incluso tienen pequeñas baterías para reducir su impacto en cuanto a estabilidad.
En el caso de los sistemas asíncronos, éstos son más complejos ya que pueden trabajar a diferentes velocidades de rotación, mediante técnicas de generación de campos magnéticos y otras cosas.
Digamos que los sistemas síncronos hacen girar una bobina a una velocidad constante dentro de un campo magnético hecho por imanes permanentes (o electroimanes). En uno de velocidad variable, lo que genera el campo magnético son electroimanes pero con un control que hace ‘girar’ ese campo magnético a la velocidad adecuada para que parezca que gira a una velocidad constante. Eso da un grado más de control, y por tanto de complejidad (electrónica), además de menor rendimiento (la generación del campo magnético consume energía).
Ese tipo de control se halla en los volantes de inercia antes mencionados y en ciertos tipos de aerogeneradores ‘sencillos’ (en el sentido mecánico, con las aspas fijas no variables) y no tan sencillos (con control de paso de las palas), y tiene ciertas ventajas.
Primero, ayuda a mantener algo la estabilidad de frecuencia y tensión. Pero lo más interesante es que permiten un gran control sobre lo que se conoce como potencia reactiva, lo cual en determinadas circunstancias, es de ayuda.
Sin embargo, la inercia rotativa de los aerogeneradores es muy baja, y básicamente esta tecnología sólo está para mitigar lo peor de los efectos de la variabilidad de la generación. Por eso se han desarrollado sistemas de control más avanzados, generalmente con baterías, para permitir una gran penetración de la eólica en la red eléctrica, pero eso es material algo más avanzado que veremos más adelante en este mismo artículo.
La velocidad y el tocino.
Hemos hablado de tres parámetros importantes en cuanto a estabilidad: frecuencia, tensión y fase. Hace falta un último parámetro importante a la hora de caracterizar la estabilidad, o, para el caso, la inestabilidad: la velocidad.
En el caso que nos atañe, se trata de la capacidad de variar la potencia suministrada a más, o de reducirla, en una cierta cantidad en cuestión de segundos a minutos… u horas.
Precisamente de eso iba la última parte del análisis con que se terminó la última entrada: de la velocidad de variación de la potencia suministrada, a intervalos de 10 minutos.
Justo antes de esto, ya hemos dicho que el volante de inercia sirve precisamente para eso: para suministrar potencia a partir de la energía almacenada, aunque sea durante unos segundos. Pero los volantes de inercia tienen su otro lado: dado que su principio es precisamente la capacidad para no variar su velocidad de giro, eso significa que para llevarlo a su velocidad de trabajo, cuesta una cierta energía y… tiempo.
Dicho de otra manera: poner en marcha un alternador conlleva un tiempo sólo para acelerar la velocidad de giro del volante de inercia, y que generalmente implica que los grandes generadores tardan más tiempo en estar a punto para entregar potencia a la red eléctrica.
Se comentó en el ejemplo de la entrada anterior que si hay un ‘apagón’, los alternadores diésel tardan unos minutos en arrancar y ponerse a generar. Y eso que al no haber red no tienen que sincronizarse a ninguna frecuencia ‘externa’. Además dichos alternadores suelen ser ‘pequeños’, es decir, con un volante de inercia relativamente reducido.
Pero cuando se trata de verter potencia del orden de cientos de megawatios en la red eléctrica, primero hay que acelerar una gran inercia rotativa hasta la velocidad de giro nominal, y luego, encima sincronizarla. En sólo eso, se puede tardar fácilmente 10 minutos.
Eso significa que además de los volantes de inercia que siempre están ya girando, sólo hay un tipo de energía capaz de reaccionar en menos de 10 minutos: la potencia ociosa, también conocido como ‘material rodante sincronizado’.
O sea, capacidad de generación que no está generando, generadores que están por debajo de su potencia nominal o máxima, o incluso ‘máxima de emergencia’.
Reducir potencia suministrada es relativamente más rápido y sencillo, pero no es inmediato.
Volviendo a la demanda de más potencia, eso hace que todas aquellas centrales que son fáciles de controlar y que tienen la responsabilidad de hacerlo, tienen que trabajar fuera de su potencia máxima nominal, generalmente perdiendo rendimiento. No sólo eso: hay centrales que están en marcha y listas para entregar potencia, pero sin hacerlo, sólo como respaldo.
Si una central está arrancando y haciendo acelerar el alternador, se la clasifica como material rodante no sincronizado, y suelen poder entregar potencia en alrededor de 10 minutos.
Generalmente, éstas últimas además suelen tener una cierta ‘agenda’: uno de los trabajos importantes de la REE es la de prever la potencia necesitada en cada momento, así que planifican qué centrales y cuando se tienen que poner en marcha.
A todo gas.
Para poder cumplir eso, hace falta el tiempo necesario para poner en marcha cada generador, en qué situación se está, potencia que puede generar, el sitio en que está (eso es algo complicado, clave, objeto de la siguiente entrega) de la red eléctrica.
Tras lo explicado hasta aquí, se puede elaborar una lista de tipos de central por velocidad, aunque sea relativa.
Aunque sea por tamaño, los generadores diésel son rápidos pero quedan ‘descartados’: aplican, por supuesto, pero en redes pequeñas o donde las variaciones de demanda no son excesivas en MW, como suelen ser los casos insulares (Canarias, Baleares).
Por tanto, en lo que es la red peninsular, los primeros de la lista son aquellos que sólo tienen que acelerar un gran volante de inercia: la hidroeléctrica.
Dado que una parte importante de la inercia es agua, resultan relativamente rápidas de arrancar, del orden de decenas de minutos, más de un cuarto de hora desde paradas, pero dentro de ese orden de magnitud. Además, raramente están paradas. Son las más rápidas en arrancar porque sólo tienen que acelerar la parte de generación eléctrica.
Pero el resto de centrales, además, tienen otras cosas que hacer antes. Dado que su principio de funcionamiento es termodinámico, es decir, usan calor para hacer mover el generador, tienen que ‘calentar’ todo el sistema térmico, y a ser posible, que llegue a un ‘régimen estacionario’. Intentar acelerar las cosas causa problemas de estrés térmico y termomecánico (dilataciones y contracciones, tensiones estructurales, fatiga de materiales).
Además, generalmente la eficiencia (y en parte la potencia) suele depender de las temperaturas máximas que soporta todo el sistema termodinámico.
Eso hace que cuanto más grande sea éste, más lentas son en arrancar esas centrales, aunque eso se aplica generalmente a todos los sistemas de generación.
Las turbinas de gas son las que tienen un tamaño de ‘zona caliente’ más pequeño, aunque a temperaturas bastante altas, del orden de 1000ºC o más. La cámara de combustión es del orden de un metro de larga, y luego siguen unas pocas etapas de alta presión y alta temperatura, que son las más castigadas.
Por eso las centrales de gas son las más rápidas en arrancar del grupo de las térmicas, y estamos hablando de 45 a 90 minutos en poder entregar potencia, dependiendo del tamaño y del tipo.
Generalmente las más grandes (y eficientes, fácilmente más de 55%, llegando algunas ya al 60%) suelen ser las que se usan en ciclos combinados, y no suelen ser excesivamente lentas, del orden de esos 45 a 60 minutos en entregar potencia… del grupo de turbina de gas. La razón es que no aprovechan del todo la potencia que se podría sacar de esas turbinas, su turbina de baja presión que mueve el alternador es relativamente pequeña.
Y eso es porque ‘dejan escapar’ los gases calientes (a unos 550 – 600 ºC) para la parte de generación a vapor: digamos que ‘enchufan’ el ‘tubo de escape’ a una caldera de vapor. De esa manera una central de ciclo combinado se gana su nombre: combinan una turbina de gas con otra de vapor… que tarda fácilmente media hora más en entregar su parte de potencia.
Eso implica que según el tipo de parada (desde cero, asumimos), tarda entre 45 y 60 minutos en dar una parte de su potencia, y entre 60 y 90 minutos o más en entregar el resto.
Si ese grupo de generación ha sido parado hace poco, las temperaturas dentro todavía no se han enfriado, la caldera tiene parte de calor residual, etc, entonces podría volverse a poner en marcha de forma relativamente más rápida.
Si por el contrario, se busca algo que arranque más rápido aunque tenga menos eficiencia (del orden del 30 – 35%, a pesar de añadir etapas para aprovechar los gases calientes, que en este caso salen por debajo de los 400 ºC), se puede tirar de lo que se llaman turbinas de gas tipo ‘peaker’ o para cubrir picos de demanda: son aquellas que están pensadas para arrancar rápidamente, con menos inercia tanto térmica como mecánica, generalmente más pequeñas, y menos eficientes.
Incluso hay ‘apaños’ que se aplican en ciertas partes del mundo donde hace calor: la potencia y rendimiento de las turbinas de gas dependen de la temperatura y la presión atmosféricas. Dado que no vuelan a gran altura (donde hay menor temperatura y presión, y por tanto rinden mejor como es el caso de los aviones), la presión no se puede modificar.
Pero sí la temperatura.
En sitios donde hace calor, como por ejemplo Arabia Saudí, lo que se ha hecho es poner un sistema de frio que utiliza el ciclo de absorción del amoníaco para generar hielo mientras no hace falta un exceso de demanda.
Luego, cuando hace falta más potencia, se usa dicho hielo para enfriar el aire de entrada de la turbina (en el desierto, que fácilmente es de 50ºC) lo cual hace que entren más kg de oxígeno dentro y por tanto permite ‘sobrepotenciar’ la producción durante un tiempo (mientras haya hielo) sin que haya ningún tipo de problema.
Eso sí, para poder hacer el hielo, se requiere el escape relativamente caliente de una turbina de gas, no de la salida de la caldera de un ciclo combinado.
También está el sistema de inyección de agua/vapor, conocido como Ciclo de Cheng, o el STIG y que es un viejo truco que usa, por ejemplo, el Jumbo a la hora de despegar. Pero es un gran consumidor de agua, puesto que el vapor se pierde.
Aún así, las turbinas no son muy amigas de paradas y arranques a menudo. El problema es que para trabajar a más de 1200ºC en la parte caliente y de forma fiable y eficiente, hacen falta ciertas tolerancias pensadas para compensar las dilataciones de los materiales a esa temperatura, así que les va bien mantenerse siempre dentro de un cierto margen térmico. El enfriamiento/calentamiento repetitivos causa fatigas en los materiales que hace que este tipo de turbinas duren bastante menos y tengan un desgaste y mantenimiento bastante superior: no han sido diseñadas para tales menesteres.
Las turbinas tipo ‘peaker’, sin embargo, sí que están más pensadas para este tipo de funcionamiento, y además se suelen hacer más fáciles de mantener, pero eso tiene un inconveniente: menor rendimiento (tolerancias mecánicas más grandes, por poner un ejemplo).
De todas maneras, hay aquí un punto ciego en muchos sitios a la hora de considerar el tema rendimientos y presuntos ahorros con las renovables: el arranque consume mucha energía sólo para calentar y acelerar el sistema de generación, esos 45 – 90 minutos de arrancada (ojo, la hidro también gasta energía sólo para arrancar, pero al ser más rápidas, eso dura poco y la pérdida es menor).
Además, todas aquellas que están rodando, sincronizadas o no, están consumiendo. Y muchas que están produciendo por debajo de la potencia nominal, además, producen con menor rendimiento, es decir, consumiendo y emitiendo más por cada MWh producido.
Mantener la estabilidad tiene un consumo y unas emisiones no contabilizadas.
Afortunadamente, las turbinas de gas son bastante flexibles en cuanto a margen de generación, manteniendo un rendimiento aceptable. Además, son las más rápidas de respuesta después de la hidroeléctrica, por las mismas razones que se han explicado a la hora de arrancar: el cambio de consigna de potencia es rápido.
En el caso de las hidroeléctricas, cambiar la potencia suministrada es rápido: abrir más o menos el ‘grifo’ del agua. En las de gas, más o menos lo mismo: abrir más o menos la espita. La corta distancia entre el quemador y la turbina de alta presión (y lo que sigue) hace que respondan a variaciones rápidas en segundos sin inmutarse, y con gran variación de potencia, además, correctamente suministrada.
Más madera.
Aproximado, o idéntico: tanto las centrales que queman combustibles pesados (carbón, biomasa, fuel oil) como las nucleares, son sistemas que funcionan con turbinas de vapor, y por tanto, tienen una caldera de vapor que calentar, con una gran inercia térmica.
Aunque lo que es la turbina de vapor es muy eficiente y rápida de respuesta (del orden del 40 a 45% de eficiencia, se ha usado durante décadas para propulsar barcos, todavía lo hacen aquellos que son nucleares), la inercia de la caldera hace que sean bastante más lentas de reacciones.
Caso particularmente grave es el de las nucleares: no sólo hay que calentar el agua, también se calienta todo el inmenso y pesado reactor nuclear y los fluidos intermedios.
En este caso, estamos ante el tipo de central más lento de reacciones de todos los que hay. Y no hace falta inventarse los datos para poder hacerse una idea de cuan lentas son, puesto que en los datos de la REE ya expuestos se pueden apreciar varios casos de parada/arranque de las nucleares. Veamos un gráfico de uno de ellos.
El día 9 de enero de 2021 a la 1:00 de la madrugada se procedió a parar un grupo de potencia de unos 450 MW. Tardó alrededor de 2h 40 minutos de dejar de aportar potencia, pero incluso se pasó el rato posterior absorbiendo energía de la red durante 3h 20 minutos más para enfriarse. A las 7:00 de la mañana ya se había completado el proceso de apagado.
Luego, tras los trabajos necesarios, se volvió a arrancar la unidad a las 21:00 del mismo día al trepidante ritmo de 21.5MW de potencia más vertidos a la red cada hora. En total, tardó 21 horas en llegar a dar la potencia nominal.
21 horas entre que empieza a suministrar, y llega a su máximo. 21 horas para variar 450MW.
Con ese ritmo, este tipo de centrales se puede ver claramente que son incapaces siquiera de seguir el ritmo de variación de la potencia demandada (por el consumo diario). Por eso van parejos con hidroeléctrica y bombeo.
Pero lo más grave, y que parece que nadie entiende, es que son todavía menos capaces de compensar la variabilidad que introducen las renovables eléctricas intermitentes.
Con datos numéricos: las variaciones que actualmente introduce la fotovoltaica se graficaron en la anterior entrada en valores rondando los 400MW en sólo 10 minutos. Aquí tenemos un reactor nuclear que tarda 21 horas en variar esos 400MW.
Lo que sólo la fotovoltaica demanda YA en 10 minutos, no se puede cubrir ni con 21 horas de nuclear.
Mucho menos, visto de esas 21 horas, cubrir la rampa de subida de la curva del pato que demanda poner en marcha mucha más potencia en sólo 3 – 4 horas.
Eso descarta las nucleares.
Al menos, las actuales.
En un término intermedio se hallan las centrales de carbón, biomasa y fuel oil o similares, basadas en turbinas de vapor.
Aunque la masa a calentar es bastante menor (no hay todo un reactor nuclear de muchas toneladas de cemento y acero y demás), sigue siendo lento, y sigue tardando horas en arrancar, bastante más lento que no las de gas. Eso implica que la única forma que tienen de aportar estabilidad es mediante potencia ociosa, y aún así su velocidad es limitada en comparación con las turbinas de gas, lo que implica además, que hace falta un porcentaje mayor de centrales de vapor en funcionamiento para poder compensar la misma variación.
El rango, además, parece ser más estrecho que las turbinas de gas, y es seguro más corto aún que las hidroeléctricas (que son las únicas que pueden trabajar ‘a la inversa’, absorbiendo/almacenando energía).
Esa limitación viene del hecho que la caldera tiene que tener un mínimo de presión dentro para que funcione, así como una circulación para evitar que se recaliente. Por eso el límite inferior suele estar en el 50% de la potencia máxima, bastante más elevado que las turbinas de gas.
Sin embargo, cuando están trabajando dentro de ese rango son claramente más rápidas que las nucleares, estando aún así lejos de las de gas.
Eso limita la penetración de renovables que se puede controlar si la generación con este tipo de centrales tiene mucho peso en el mix productivo. Pongamos por ejemplo, China: es una de las causas de los cortes de luz y cierres de producción ‘planificados’ para contener la situación.
Concentrémonos.
Hay aún otro tipo de centrales de vapor, ojo. Y son importantes: las de concentración solar.
El principio de funcionamiento es el mismo que las de carbón, sólo que la manera de hacer vapor es concentrando mucha energía solar en la caldera.
La primera consecuencia de todo esto, es que este tipo de centrales va a ‘entrar’ si o sí más tarde que la fotovoltaica: hay que hacer presión en la caldera. Eso se fácil de ver a partir de los gráficos superpuestos de la producción por ambos tipo extraída de los datos de la REE (la producción de la termosolar se ha escalado por 4,5 para que se pueda comparar mejor):
Como se puede observar, la fotovoltaica empieza producir sobre las 7:20 de la mañana, mientras que la termosolar de concentración empieza sobre las 8:50, una hora y media más tarde.
Hay que saber que estas centrales, a esa hora, están quemando gas para acelerar la entrada en producción, así que ya tienen la caldera precalentada. Un ‘detalle sin importancia’ totalmente soslayado. Y aún así, estamos hablando de 90 minutos. Sirve de ejemplo del tiempo que tardan los sistemas a vapor a ponerse en marcha.
Lo que sí se ve, y es sumamente importante, es que la producción es plana durante todo el rato que produce, con una ‘entrada’ más abrupta que la fotovoltaica, una bajada también más rápida, y una ‘meseta’ de producción tras la puesta del sol que se alarga toda la noche (si han conseguido almacenar suficiente energía calorífica).
Esta producción nocturna se debe a que hay centrales que tienen un sistema de almacenamiento de calor por sales fundidas que permite que se produzca vapor durante las horas nocturnas.
Esos sistemas hacen a este tipo de centrales aún más interesantes, puesto que permiten tener potencia disponible, despachable en el momento más decisivo: durante la puesta de Sol.
Es importante reconocer que aquí se ha trabajado con los datos agregados de todos los tipos de centrales termosolares de España, donde sólo unas pocas tienen este sistema de almacenamiento de calor. Podría ser interesante hacer un estudio más pormenorizado por capacidad de almacenamiento, para poder ver el potencial posible de este tipo de centrales.
Desgraciadamente la REE no da los valores de forma segregada: aquí tenemos la suma de todos los tipos de centrales, con y sin almacenamiento.
Hasta aquí, las termosolares, especialmente las que tienen almacenamiento térmico, tienen una gran ventaja sobre la fotovoltaica: son capaces de entregar potencia de forma controlada y aportar estabilidad. Encima, habida cuenta que la gran variabilidad aleatoria de la fotovoltaica suele ser durante las horas centrales, que es cuando producen las de concentración, permiten un elevado grado de control y de estabilización añadido a tener en cuenta.
Las que tienen almacenamiento por sales fundidas, además, prometen ser buenas para cubrir el pico de demanda nocturno, el que queda muy vistoso en la ‘curva del Pato’.
Sin embargo, hay algunos factores negativos. El primero, es que ya hemos visto que en España hay otro pico igualmente importante particular en la curva del pato autóctona, que es a primera hora de la mañana, y que no hay manera de cubrirlo con la termosolar.
El segundo, más importante, es que este tipo de centrales no producen siempre: la gráfica que se ha puesto es del solsticio de verano, San Juan, 24 de Junio de 2021. Día propicio donde los haya, sol y calor (reduce las pérdidas) a raudales.
Veamos ahora la producción termosolar total de España el día de Reyes de 2021:
Para ser justos, se ha vuelto a escalar la termosolar un 4,5 para igualar potencias instaladas. Por si uno no lo ve claro, la roja es la termosolar, y la azul la fotovoltaica. Sí, es un día particularmente nublado, como los días alrededor de esta fecha. Lo típico en invierno en la península.
Digámoslo alto y claro: la termosolar de concentración sólo sirve durante ciertas épocas del año. Eso deja en agua de borrajas las ventajas explicadas anteriormente.
Éolo, hijo de Hípotes.
Hemos hablado ligeramente sobre varios tipos de eólica, diciendo además que algunos generadores estaban preparados para hacer cierta compensación.
Hace ya tiempo que los que trabajan en este sector son muy conscientes de la problemática de la inestabilidad que aportan los sistemas renovables. Empezando por la eólica.
Obviamente, al principio la eólica apenas hacía nada más que ayudar ligeramente, y la inestabilidad que aportaba era despreciable, igual que la energía total que aportaba. Además, muchas veces se usaba como sistema autónomo con almacenamiento en baterías, así que tampoco era un problema.
Así pues, los primeros sistemas eran sencillos y no presentaban inconvenientes apreciables más allá de los retos tecnológicos que empezaban a saltar a los ojos de los ingenieros y personal técnico que trabajaba en su desarrollo y que vio claramente que el mercado tarde o temprano tendría que empezar a afrontar este asunto: es desde hace tiempo un ‘argumento de venta’.
A medida que van avanzando en la gran producción renovable (en muchos países su aportación es relevante, como es el caso de la soleada España), esos problemas se han ido agravando, así que tener sistemas que puedan lidiar con esto ha sido uno de los puntos a favor de vender ciertos aerogeneradores.
Mientras en España la ley ‘obliga’ a que toda la producción renovable sea vertida a la red, en otros países eso se matiza para poder acomodar los problemas de inestabilidad que genera. Es el caso de Alemania y del Reino Unido.
Sin embargo, en esos otros países se da la chocante realidad que a muchas centrales eólicas se les paga para NO producir electricidad, siendo ese otro ‘negocio lucrativo’ nada desdeñable, y con el que se frotan las manos los países que se hallan alrededor del norte de Alemania, puesto que son los más beneficiados de este sistema.
Se llega al punto que interesa poner más eólica en esa zona para cobrar para no producir.
Obviamente esto hace que los fabricantes de aerogeneradores grandes estén interesados en promocionar productos que sean capaces de reducir la inestabilidad que producen.
Por eso los sistemas de control de los aerogeneradores han ido avanzando y ahora muchos tienen sistemas que permiten un cierto margen de maniobra para compensar la variabilidad que produce el viento en el corto plazo, esos diez minutos.
Aunque hay varios sistemas, básicamente todos parten del mismo punto: la inercia de giro es baja como para ser útil más allá de los pocos segundos. Por eso hace falta otro sistema que permita que la potencia entregada varíe hacia abajo y hacia arriba.
Hay dos ‘estrategias’ o ‘extremos’ que se utilizan en este sentido: producir por debajo de la potencia máxima que permitiría el viento (alrededor del 90% de la potencia que se podría extraer), o tener energía almacenada para verterla cuando haga falta subirla, energía que se ‘almacena’ cuando la potencia demandada baja.
En realidad, se suelen utilizar ambas a la vez. Las baterías necesaria para la estrategia de almacenamiento son caras, así que interesa reducirlas dejando así la capacidad de respuesta ante aumentos de la demanda/bajada de intensidad de viento mermada, atenuando esa variabilidad mínimamente.
Sin embargo, eso permite que la potencia vertida sea del orden del 95 en lugar del 90%, manteniendo así una cierta capacidad de maniobra un poco más larga en el tiempo sumando ambas soluciones a la par que se produce más energía.
Eso hace bastante para atenuar la variabilidad, pero sigue siendo insuficiente. Por eso se ha desarrollado (derivado más bien) otro sistema particular: la ‘simulación de inercia’, que no sólo aplica a los aerogeneradores, ya que se desarrolló para los ‘packs’ de baterías conectados a red.
Hemos comentado el tema de la frecuencia, y en lo que media hasta este párrafo, no se ha vuelto a mencionar (su importancia radica justo en lo que viene a continuación, pero sobre todo en la siguiente entrada).
Dijimos que los generadores habitualmente eran síncronos y se mantenían ‘enganchados’ a la frecuencia a base de mantener la velocidad de giro. Y pusimos un par de excepciones: los aerogeneradores ‘viejos’ o asíncronos, de velocidad variable, dónde la frecuencia se mantiene fija en todo momento mediante control electrónico (para simplificar la mecánica), y ciertos tipos de aerogeneradores que son exactamente estos que ahora se describen, que son complejos mecánica y eléctrica/electrónicamente.
La idea de esta tecnología es la de ‘simular’ un generador síncrono, pero sin serlo. La frecuencia que se vierte está controlada por la electrónica, y depende de la capacidad de generación que tiene el aerogenerador. De esta manera, cuando el viento baja sólo momentáneamente, la capacidad ‘ociosa’ (ese exceso que va del 95 al 100%) se materializa, así como se vuelca lo que hay en la batería, pero se mantiene la frecuencia sin problema.
Pero si esa bajada del viento se mantiene más allá de cierto tiempo, entonces aunque se siga produciendo al 100%, el sistema empieza a bajar su frecuencia lentamente, con la ayuda de la energía que antes sobraba (de lo contrario, sería más rápido o se llevaría al paro) para indicar a la red que los sistemas de energía despachable entreguen más potencia.
En el caso ‘original’ del desarrollo de esta técnica, la reducción de la frecuencia viene por la suma de la potencia demandada así como por la capacidad restante de las baterías.
Obviamente, todo esto está muy simplificado (se han escrito varios tratados con de miles de páginas al respecto). Y aún así, eso no es más que una medida paliativa ya muy implantada, y cuyo resultado hace que, a pesar de tener más MW de potencia instalada de eólica que no de fotovoltaica, la variabilidad es similar.
Pero no es nula, ni de lejos.
Demanda.
Hemos presentado los datos de variación de la producción de la fotovoltaica y de la eólica, pero no hemos hablado de la variación por excelencia, la de demanda. De la ‘curva del Pato’, así como de los datos de las anteriores entradas, se puede observar cómo la variación de la demanda es sumamente importante, especialmente en invierno.
Así pues, para saber de qué estamos hablando, hace falta presentar la variación de demanda durante un período de 24 horas de referencia. Bueno, mejor dicho, durante dos períodos de referencia, que ya hemos visto: los solsticios. Invierno primero, verano después.
Se puede constatar que efectivamente, la variación de demanda es mayor en invierno que no en verano, con picos que van desde más de 1000 MW/10 minutos a unos meros 700 MW/10 minutos. Es es poco más del doble de la variación que introduce la fotovoltaica… o más o menos la variación producida por la fotovoltaica y la eólica sumadas.
Visto desde otro ángulo: las renovables eléctricas intermitentes, en la actualidad, duplican la variabilidad que tienen que controlar aquellas centrales que se encargan de dar estabilidad al sistema. De esas que se han reducido.
Ojo, estamos hablando de sistemas quasi estocásticos, aleatorios: a veces se suman, a veces se (contra)restan. Aumenta la variabilidad pero sobre todo la aleatoriedad, nada bueno, pero no necesariamente implica que siempre tenemos el doble de variación.
Sin embargo, el trabajo para estabilizar la red se dobla mientras la capacidad de hacerlo se reduce: las centrales que deben hacerlo son las que se están quitando. Y, además, se aceleran.
Esto conlleva ciertas implicaciones importantes.
Bueno, eso de estocásticos no es del todo correcto: la solar tiene una cierta previsibilidad.
Veamos con más detalle, de nuevo, las ‘curvas del Pato’ en la REE para los dos solsticios. Primero, invierno, con dos gráficas, la de producción sin fotovoltaica, y la de variabilidad de la misma:
Como se aprecia, hay una fuerte rampa de subida por la mañana antes que salga el sol, y otra más suave cerca de la puesta del sol. Obviamente, la razón es que el sol sale tarde y mucha gente madruga, así que tenemos que tirar de electricidad para suplir una luz diurna (y la electricidad asociada) que aún no ha llegado. Por la tarde, vuelve a haber otro pico de subida por la situación inversa: se pone el Sol, deja de haber luz (y electricidad fotovoltaica) y debemos suplirla con producción controlada para hacernos la cena y demás cosas en casa. Se puede observar la clara diferencia con la curva para California (seguramente de fechas primaverales), donde la rampa potente es la que se produce tras la puesta del sol, no la de primera hora de la mañana.
Claro que si multiplicamos por 7 la producción fotovoltaica, la situación cambia y se empieza a parecer muy mucho a la situación californiana:
Hay que notar que lo ‘estrecha’ de la curva debida a la fotovoltaica hace que a pesar de producir menos potencia, la variación sea prácticamente la misma (menos potencia, pero en menos horas) que en verano en cuanto a velocidad.
En román paladino: sólo centrales de respuesta rápida pueden cubrir este hecho, a saber, hidroeléctrica y turbinas de gas, en algunos casos pueden valer las de ciclo combinado, pero en otros mejor las tipo ‘peaker’, generalmente estas últimas van asociadas a una mayor penetración de renovables.
Carbón y todavía más la nuclear, quedan descartadas de saque ante este hecho.
Veamos la situación en el solsticio de verano, de nuevo con la producción total menos la fotovoltaica, así como la variación requerida:
Se puede apreciar que en estas circunstancias la situación de los picos se ha invertido ligeramente, aunque más bien se han igualado: la rampa de la mañana sigue siendo la más rápida, pero es bastante más breve que no la del anochecer, con un pico más bajo. Obviamente la razón es que el Sol sale bastante antes, así que mucha gente se levanta con el Sol ya brillando y produciendo electricidad. Y también se pone más tarde, con lo que la cena se puede hacer con luz diurna.
En este caso, hay que quitar/añadir más de 7,5GW de potencia en unas 7,5h en total, aunque en el momento de más variación estamos hablando de añadir casi 5,5GW/h de forma puntual, y más de 2,6GW/h de forma sostenida durante un par de horas.
En comparación, en invierno sólo estamos hablando de unos 4GW, pero en menos de 4h, lo cual nos deja en una situación similar, alrededor de 2,1GW/h de forma sostenida durante otro par de horas.
Eso no es moco de pavo.
Si, como hemos hecho antes, miramos que pasaría multiplicando por 7 la producción fotovoltaica de ese día, veremos un caso algo más particular, la llamada Curva de Nessie:
Como se puede observar, hay una parte muy importante del día en que toda la electricidad sería fotovoltaica, con todo el resto de centrales apagadas.
Peor aún: con una gran parte de la fotovoltaica también apagada.
La buena noticia: no habría problemas de variabilidad porque simplemente se dejaría de producir la electricidad ‘sobrante’.
La parte mala: ¿quién dejaría de cobrar?
Este es quizás el elemento clave de todo el tema del precio de la electricidad y del porqué las renovables la encarecen: la gestión de la intermitencia significa mucha sobrecapacidad que hay que pagar para no producir.
De nuevo, y con más contundencia que en el caso anterior, nos encontramos con que la nuclear y parcialmente el carbón quedan descartados, si bien en este caso aún podríamos hablar de ciclos combinados, incluso de algo de carbón para producir durante las horas nocturnas, ya que la curva durante este período es más llana, con menos variación y sostenida durante bastantes horas.
Curas paliativas.
Veamos ahora diferentes estrategias para paliar el problema de inestabilidad de potencia que se ha analizado. Estas estrategias son importantes porque son los costes muchas veces ignorados de la problemática de las redes eléctricas, especialmente cuando empieza a haber renovables de por medio.
Ya se ha comentado que para el caso de la nuclear, dada su escasa capacidad de variación, se utilizaba hidroeléctrica para las subidas de demanda, y bombeo (almacenamiento!) para las bajadas.
Ese sistema también es aplicable a las renovables, con la limitación consabida de la situación de los embalses, y con el hecho que tenemos muy poca capacidad de bombeo: 3,331GW. Y hay que añadir un dato que no es conocido: la capacidad energética de esos sistemas de bombeo en GWh.
Además, en el caso del bombeo, estamos hablando de una ‘doble capacidad’: la del reservorio de abajo, y la del reservorio de arriba. Sólo uno de los dos limita, Liebig mediante, pero eso depende de cada situación en particular.
Otra medida paliativa es el recorte de producción. Es lo que hace Alemania con la producción eólica del Mar del Norte, dónde se ubica la mayor capacidad no sólo del país teutón, también el resto de países de la zona: Holanda, Dinamarca, Suecia y Noruega, con el Reino Unido no muy lejos.
En Alemania además recortan la producción fotovoltaica en verano al 70% o menos desde alrededor de 2015, y desde el 2019 tienen moratorias a la instalación de más renovables intermitentes, que dependen de la capacidad de absorción de la región en que están situada: el ámbito es totalmente local.
En esa zona, además, hay que añadir la capacidad de bombeo y almacenamiento hidroeléctrico que aportan los países escandinavos, con su gran capacidad debida a tantos lagos y embalses, así como a las grandes nevadas.
Estas son sólo algunas de las medidas. El uso de volantes de inercia para estabilizar es otra que también se ha comentado, y que se utiliza para dar una estabilidad en los sitios dónde predomina la fotovoltaica, que ya se ha dicho que no tiene ningún tipo de sistema de estabilización.
Sin embargo, el mismo problema de la curva del pato mencionado, que no es pequeño, es digno de estudiar, puesto que es uno de los problemas grandes que tenemos ahora. Ahí se suele compensar con la suma de tres medidas, y que dependen de varios factores.
La primera medida es el uso de hidroeléctrica, al ser la más rápida. Pero está condicionado al estado de los pantanos.
La segunda, la importación de potencia de otros lugares, que está condicionado a la capacidad de estos sitios externos de proporcionar potencia. Este punto es sumamente complejo y abarca mucho más de lo que se comenta aquí: es el tema central de la siguiente entrada.
El tercer caso, cuando todo el resto falla, son las centrales de gas, que ya hemos dicho que son las únicas que pueden hacer esta labor debido a dos factores: son las más rápidas de respuesta, con más margen de maniobra, y son las más rápidas también en arrancar tras la hidro.
Quedaría una cuarta opción en los sitios en que se pueda aplicar: el carbón. Aquí, afortunadamente, apenas se usa. Sin embargo, analizaremos el uso de este recurso en otras partes, como por ejemplo, importante, China (y sus recientes apagones repetitivos).
Además, a las ‘malas’, aún hay otros recursos, que también se han aplicado a China y a California, pero son ‘medidas extremas’ justo por debajo de los apagones repetitivos y más o menos planificados: el corte de suministro acordado a grandes consumidores de electricidad.
Hemos dicho que hay que ser capaces de añadir/retirar más de 2,1GW/h de forma sostenida durante unas cuantas horas, mientras además ser capaz de sostener la variabilidad: a veces en 10 minutos hay que añadir 1GW entero, a veces 100MW.
¿Cómo se puede hacer eso? Pues el ‘truco’ es ‘sencillo’: teniendo capacidad ociosa.
A la hora de añadir, simplemente se programa qué centrales (son bastantes a coordinar) tienen que entrar a qué hora, aproximadamente. Al hacerlo, las que entran están sincronizadas antes de que les toque el turno, pero prestas para entrar (esa es la idea de ‘material rodante sincronizado’: pueden entrar en cualquier momento). Además, las que ya han entrado, igual no están a tope, y no son pocas, lo que deja bastante margen para que puedan aumentar su potencia en caso de necesidad.
El ejemplo más claro es la rampa de subida de las tardes para compensar el ánade. En un momento dado, casi todas las centrales de ciclo combinado está al 95% prestas para que entre la siguiente. En el momento preciso ésta entra, y el resto baja su producción a lo que haga falta, de tal manera que pueden ir incrementando de nuevo la potencia a medida que baja la producción fotovoltaica y sube la demanda, hasta que llega el momento de que entre la siguiente.
Ahí hay un punto importante: la cantidad importa. Cuantas menos centrales, menor es la cantidad de MW que se pueden compensar. Si no hay ninguna, no hay compensación posible.
Por eso en todo el año nunca ha bajado la producción de ciclos combinados a cero: siempre hemos tenido generación con gas.
Ese truco tiene ciertas implicaciones: se está gastando energía en mantener rodando unas centrales que no están produciendo nada. Recordemos que las centrales de ciclo combinado necesitan más de una hora en arrancar completamente.
Si se tiene que recurrir al carbón, la cosa es más complicada: su reducida velocidad así como su lentitud en arrancar y su reducido margen de maniobra, significa que la única opción es para estar funcionando durante bastantes horas (no tiene sentido un arranque de 4 h para luego sólo producir durante 1 h), y con bastante potencia ociosa. Eso significa que si no hay alternativa, hay una limitación máxima de renovables no controlables que se pueden cubrir, dependiendo de las centrales a carbón que tengas en plantilla.
Ese es exactamente el caso de China: estaban parando centrales de carbón, ya que con menos centrales de gas podían cubrir las variaciones de las renovables, pero al empezar a tener problemas con el gas (y también con el carbón), tuvieron que cortar el grifo a las renovables, a los grandes consumidores, y aún así no podían cubrir la variabilidad, llegando a cortar a regiones enteras.
Lo que pasó en China tampoco es nuevo. Hace años que está pasando en California, y además demuestra otra de las consecuencias obvias de todo esto: la planificación es esencial.
Conclusiones.
La primera, es que hace falta una cierta capacidad de respuesta rápida y controlable, y que ésta depende del tipo de centrales que haya en cada país, y en cómo se pretende mantener la red estabilizada.
El resultado en concreto en España (así como en muchos otros países) es el aumento absoluto de la dependencia de las centrales más rápidas que hay: hidroeléctrica y gas.
Como la hidroeléctrica está limitada tanto en cantidad de ubicaciones (casi todos los posibles están ocupados ya en casi toda Europa) como en capacidad (Hm3 disponibles, que dependen de la época del año, país y meteorología), el resultado neto es una dependencia cada vez mayor del gas, así como una variabilidad también cada vez mayor de los precios según las condiciones meteorológicas.
Atrás se están quedando las décadas en que la variación del precio de la luz se limitaba a la subida anual de enero. Eso se ha acabado, ahora todo depende de cómo sople el viento, de si sale el sol, o de si ha llovido últimamente. En cuanto llega esa época del año en que el viento está calmado y los pantanos secos, las noches se vuelven caras de narices precisamente por esa razón.
Por supuesto, se puede cambiar de estrategia, como por ejemplo, volver a recuperar el carbón para sustituir el gas. Pero resulta que la lentitud de respuesta del carbón limita el uso de éste para este fin a tener una cantidad grande de centrales de carbón en marcha para sumar la velocidad o ‘capacidad en MW/minuto’ necesaria de respuesta a base de tener mucha potencia ociosa… y reduciendo la eficiencia aumentando el consumo de carbón.
Esto último es lo que ha pasado en China este año: capacidad reducida de producción hidroeléctrica por la misma razón que Taiwán tenía sequía, variabilidad de renovables al alza, poco gas, y poco carbón, implicaba que necesitaba recortar variabilidad y dejar potencia ociosa libre, de ahí los cortes de suministro repetidos y planificados.
Otra estrategia es la que persiguen en California, extensible al Reino Unido (y de paso a las Islas Baleares): comprar fuera la electricidad necesaria. Así les va a los californianos, que se han adelantado a China en varios años en eso de los cortes de luz por barrios por no poder producir la electricidad necesaria. Avisados se quedan los baleares.
Y así les ha ido a los británicos con el precio de la luz a 10 veces el precio con el continente ‘aislado’: unos 3000€/MWh llegaron a pagar en otoño pasado.
Y así nos irá si pretendemos apostar a las nucleares para contrarrestar las diferencias entre demanda y producción. O quizás peor.
Incluso las grandes reservas de energía hidroeléctrica de Europa, los países escandinavos, ya han agotado el pasado otoño su capacidad de producción para poder controlar la red europea sin tirar de combustibles fósiles.
Si además retiramos más combustibles fósiles con alguna capacidad de maniobra, añadiendo la rígida nuclear, más problemas vamos a tener, puesto que eso implicaría una necesidad de más hidroeléctrica.
Dicho claramente: por sí solas, LAS NUCLEARES NO PUEDEN CUBRIR LA VARIABILIDAD DE LAS RENOVABLES ELÉCTRICAS INTERMITENTES.
No las actualmente en uso.
Ya se pueden ir olvidando Michael Schellemberger (activista medioambiental, ganador del Green Book Award, y ‘Héroe del Medioambiente’ según la revista Time), Zion Lights (ex portavoz de Extinction Rebellion) y Patrick Moore (ex vicepresidente de Green Peace). Y la Unión Europea.
Que tanta gente esté interesada ahora en promover la nuclear como única opción para tener una red eléctrica estable es cuando menos curioso. Pero no deja de ser un claro ejemplo de Dunning – Krüger.
También hay que decir, a favor de esta gente, que las centrales nucleares actuales, las que están llegando al fin de su vida útil, las que ya ‘han hecho el daño’ (según palabras de algunos anti-nucleares que pretenden alargar la vida útil de las mismas), son las más rígidas que existen. Y lo son por razones que se verán en dos entradas, dónde entraremos en otros detalles de planificación, poniendo en perspectiva la situación actual y la política que se utilizaba durante el siglo XX.
Hay que hacerse una pregunta: ¿los capitanes de los navíos a propulsión nuclear atracan a toda velocidad?¿O pueden variar la potencia de propulsión con una cierta velocidad?
Es obvio que las centrales nucleares pueden ser capaces de ser ágiles, al menos en comparación con lo que hay ahora, pero se trata de centrales de nuevo cuño y/o pequeñas, la mayoría de ellas, experimentales.
Un tipo en concreto, además, ‘bebe de trucos’ ya mencionados aquí: las centrales de sales fundidas, que básicamente sustituyen el concentrador solar de calor por un reactor nuclear, y le ‘pasan la pelota’ de la estabilización y variación de potencia al almacenamiento de calor por sales fundidas.
Eso tiene una serie de consecuencias que hace que no se puedan descartar ‘del todo’ las nucleares de nueva generación para planificar la futura red eléctrica, pero eso es la temática de otra de las entradas de esta serie que viene más adelante. No adelantemos acontecimientos.
El hecho es que hasta ahora, las nucleares siempre han ido acompañadas de hidroeléctrica, no sólo en producción, sino en bombeo: cuando la demanda baja, en lugar de recortar producción utilizan el sobrante generado por la nuclear para bombear agua y así ‘almacenar’ esa energía.
Recordemos que las nucleares, a luz de lo visto, tampoco se puede ‘apagar’ rápidamente (eso vale para casi todas, incluidas las experimentales). No sólo eso, una vez ‘apagada’, hay que enfriar durante un tiempo el núcleo del reactor. De no hacerlo, pues pasa lo que pasó en Fukushima: la falta de electricidad no permitió ‘apagar’ los reactores con la necesaria ‘lentitud’, lo que provocó que se acumulase hidrógeno (¿verde fosforito?) que fue lo que estalló… y provocó una serie de problemas en cascada.
Por eso, mezclar algo tan voluble como las renovables eléctricas intermitentes y descontroladas con nuclear es llamar al desastre. Actualmente apenas hay capacidad hidro para compensar las variaciones que demanda la suma consumo + renovables intermitentes, como para que aumenten estas últimas y encima reduzcan capacidad de control quitando centrales de gas del medio.
En ese sentido, Alemania hace lo más inteligente: eliminar las rígidas nucleares y sustituirlas por producción despachable con capacidad para estabilizar la red, y así aumentar la capacidad de penetración de las volubles renovables eléctricas intermitentes.
Desgraciadamente para el medio ambiente (afortunadamente para el bolsillo de los germanos), esa capacidad ‘añadida’ es en base a carbón (autóctono!).
Luego está el tema de ‘planificación’ y ‘escala’, que ya de momento se antoja más necesaria que nunca para poder ‘sincronizar’ los arranques de los sistemas despachables.
Sin embargo, este punto de la planificación se verá con más detalle en las dos próximas entradas, dónde añadiremos la dimensión espacial al análisis, el donde, compaginándolo con el cómo que hemos visto hoy en la que sigue a esta, para continuar en la otra con los conceptos de planificación de la producción.
Beamspot.
(enlace a la 4ª entrega de la serie)
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