Mi casa a pilas

 

Como decían en “El equipo A”, la mítica serie de los 80: Me encanta que los planes salgan bien.

Desde hace ni se sabe me quería poner autoconsumo en casa y por fin en 2019 se dieron las condiciones legales para hacer realidad mi sueño (antes era una locura, más que nada por el precio que implicaba cumplir con la absurda legalidad de entonces).

Cuando pensé en el tamaño de mi instalación, pensé que en un futuro, muy indeterminado, también querría poner una batería, así que me puse 2 kW de paneles sabiendo que para ese momento iba algo sobredimensionada pero ya la tendría preparada. Y el tan ansiado momento llegó cuando se reformó el RD 477/2021 en 2022 para que las pequeñas instalaciones también pudieran recibir ayudas para almacenamiento, así que solicité la ayuda y por fin desde mediados de diciembre del año pasado ya la tengo en marcha y disfrutándola!

Que no se te vaya la olla

Si te estás pensando ponerte una instalación de autoconsumo y/o de almacenamiento, mi opinión es que no te dejes llevar por la opinión de tu cuñado, el amigo de tu primo o ese vídeo que has visto en Youtube y mantengas la mente fría, que vas a desembolsar mucha pasta!

Si no te sobra el dinero, cada céntimo que inviertas en tu instalación debe estar muy bien aprovechado y consignas como independizarte de la red o facturas a 0 € para no regalarle nada a las eléctricas, son claramente antirrentables ¿por qué? Puede que te den mucha satisfacción (y si es lo que buscas, pues nada que añadir, que cada uno con su dinero hace lo quiere), pero si para tener una instalación, acorde a tus consumos y pautas, tiene un cierto coste, lo más probable es que si quieres seguir las mencionadas consignas, tengas ese coste x3, x4 o más. O dicho de otra manera si para ahorrarte el ¿80%? de la factura tienes un coste x, para llevarlo al 100% será mucho mayor y ahorrarte esos últimos 200€ al año te puede costar varios miles de € más. Siempre te vas a ahorrar algo más, pero el TIR de tu inversión bajará muy, muy, muy (me faltan muys) notablemente!

 

Mi caso

Te contaré mi experiencia, que sólo me vale a mí. Lo que vas a ver a continuación puede que a tí no te sirva, no se ajuste a tus preferencias, a tus consumos, en fin, lo que trato de decir es que te sirva sólo como una referencia más y no un modelo.

Tras todo el rollo anterior, deducirás que por un lado, mi cuenta del banco no tiene muchos ceros y por otro, que el dinero que invierto en autoconsumo, quiero que sea lo más rentable posible, así que mi instalación FV es modesta, acorde a mis necesidades, y la batería que he añadido recientemente también es modesta (5 kWh) y acorde a mi instalación/necesidades, aunque viendo el resultado que me está dando en este poco tiempo que la tengo, empiezo a sospechar que en verano igual se quedará algo corta. Es algo que iré viendo.

 

¿Esto funciona?¿es efectivo?

Hasta ahora ¡ya lo creo que lo es! Quizás para verificarlo mejor hubiera sido mejor que enero hubiera sido un mes caro (como suele ser habitual), en vez de serlo barato, pero bueno ya vendrán otro tipo de meses.

Primero mencionar que indistintamente he dejado la batería funcionando en automático (carga el Sol con los excedentes y descarga cuando la casa lo pide) o con programa de carga/descarga manual mediante horarios, cuando veía que el día siguiente iba a estar nublado, Algo que me lleva 1 minuto programarlo la noche anterior (que es cuando salen los precios de mi tarifa, el PVPC).

Con este esquema de funcionamiento, los balances de energía del mes, comparados con los eneros de otros años, estaría representado en las siguientes gráficas, teniendo en cuenta que la primera quincena de enero de 2020 tuve el vertido 0 activado y a partir de entonces ya tuve excedentes:

Yield es la producción del mes. La de 2020 está muy mermada por lo mencionado anteriormente con los excedentes. Enero (y febrero) del año pasado fue un mes excepcional. La de este año ha sido “lo normal” y muy parecido a 2021 (la estimación de PVGIS para mi instalación en un enero tipo es de 191 kWh).

El verde oscuro representa, de lo generado, lo consumido localmente (en porcentaje sería la Tasa de Autoconsumo) y en clarito lo exportado a la red:

Tasas de autoconsumo
2021	61%	Una pasada para no tener batería
2022	46%
2023	93%	Esta es una gran diferencia: casi todo mi excedente se utiliza para cargar la batería. Esa energía la usaré cuando se ponga el Sol

El azul oscuro representa, de lo consumido, lo aportado por el sol+batería (tasa autártica o de independencia de la red). Lo clarito, lo consumido de la red. Aquí está la otra gran diferencia, la tasa autártica ha aumentado desde un 30-35% de años anteriores hasta un 55%, o sea, lo que consumo de la red ha disminuido en idéntica proporción! En meses venideros cuando haya mayor producción solar y esta sea más estable en el mes, necesitaré cargar menos de la red y esta tasa debería aumentar considerablemente.

Así que y a modo de resumen, a nivel energía se aprecian 2 efectos: menos consumo de la red y un autoconsumo mucho más elevado. Veamos ahora cómo ha variado el aspecto económico.

Como llevo un control importante de mi factura, me permite hacer comparativas interesantes con eneros de otros años donde ya se aprecian cambios importantes.

La gráfica superior representa el consumo horario medio mensual en kWh, mientras que la inferior el gasto medio del término de energía, en €.

Se ve que 2021 tiene una curva de consumo y gasto diferente porque por aquel entonces no estaban los actuales peajes y yo tenía contratado el PVPC con Discriminación Horaria y concentraba mucho consumo al mediodía, antes de las 12h, aunque eso no implicaba coste elevado porque eran horas baratas (peaje valle). En general en las horas solares, cuando el autoconsumo va a tope, el consumo de la red es casi nulo y el mayor consumo de red se daba por la tarde/noche, que eso ya con los nuevos peajes de la 2.0TD se traduce en horas pico y llano, o sea consumo alto a precio alto=coste alto.

También se observa que las primeras horas de la madrugada de este año, el consumo ha sido superior y esto se debe a la carga de la batería cuando el precio era bajo y ese día iba a ser nublado.

Pero lo interesante viene en la gráfica de costes: se ha aplanado y el alto coste de la tarde/noche ha desaparecido casi por completo, además de no penalizar casi el hecho de la carga nocturna.

Si el precio medio ponderado del PVPC para un consumidor tipo en este mes, ha estado sobre los 13,95 c€/kWh, el de mi factura estará sobre los 8,16 c€/kWh con un consumo ridículo en P1 (0,7%) y muy flojo en P2 (14,9%) concentrándose casi todo en P3 (84,4%).

La conclusión rápida es que el autoconsumo me rebaja la factura en la franja de precios pico/llano de la mañana y gracias a la batería se elimina la franja de pico/llano de la tarde/noche.

 

¿Pero esto se amortiza?

La pregunta del millón. Tengo claro que con las ayudas disponibles lo será, pero ¿en cuanto tiempo? Eso es una gran incógnita porque va a depender mucho de los precios de la electricidad en el futuro, y como digo siempre, la bola de cristal la tengo rota, pero si que me he hecho unos cálculos, más que nada para cuando hay días nublados y cargo de la red, porque no hace falta saber de matemáticas para entender que si cargo a 10 céntimos (por ejemplo) para soltar esa energía cuando el precio de la red está 12 céntimos, la amortización será a muy largo plazo y habré hecho una mala inversión (aunque este no ha sido del todo mi motivación).

Veamos, vimos que la batería me quita sobre todo el consumo de la tarde/noche, que casualmente también es el más caro, así que cuando la batería se carga con el Sol tendré todo ese diferencial de beneficio, pero si he cargado de la red sólo tendré la diferencia de precios entre lo comprado y lo dejado de consumir.

El fabricante da 10 años de garantía en los que garantiza haberle extraído 16,45 MWh. Como me ha costado 1.500€ (descontando ayudas), eso quiere decir que para que me salga rentable en 10 años tengo que sacar un diferencial de precios de 1.500€/16.450 kWh=9,1 c€/kWh, o sea, si cargo a los 10 c€/kWh del ejemplo anterior es para vender esa energía a más de 19,1 c€/kWh. Pero es que justo los precios de por la noche son los más caros y es muy fácil sacar ese diferencial de 9 céntimos.

Ya que los precios en esa franja horaria no serán baratos a corto/medio plazo, mi estimación es que la tendré amortizada entre 4 y 6 años.

¿Cuánta nueva generación fotovoltaica cabe en el sistema?

En muchas de mis publicaciones comento que tenemos un sistema eléctrico muy desequilibrado con mucha eólica y muy poca solar, algo que hace muy ineficiente la lucha contra las emisiones de GEI.

También desde hace años alimento el hashtag de twitter #Mas10GigasSolaresYa porque pienso es lo mínimo que le hace falta al sistema con urgencia. Llegué a esa cifra con unos números "gordos" necesarios para empezar a equilibrar el sistema, aunque también con números gordos, siempre pensé que cabían muchos más, en total (nuevos más los 4,4 que ya hay) unos 23-25 GW, pero si soy sincero, nunca he llegado a hacer números más finos, así que ¡llegó el momento!

¿Qué debería desplazar del sistema la nueva fotovoltaica?

En general cualquier nueva renovable (en nuestro caso la fotovoltaica) debería desplazar del sistema:

1. Aquellas fuentes más contaminantes y generadoras de GEI
2. Aquellas fuentes más caras

Normalmente coinciden los puntos 1 y 2, pero ¿cuáles son esas fuentes?

Las del punto 1 son todas aquellas que necesitan quemar combustible, especialmente carbón y fuel (en sistemas extrapeninsulares), pero también, ciclos combinados, cogeneraciones, residuos e incluso la biomasa.

Las del punto 2 son prácticamente las mismas pero aparece una fuente renovable: el agua.

Así cada nuevo MWh renovable añadido al sistema, debería servir para eliminar de él la misma cantidad de energía de las mencionadas fuentes.

Montando el modelo de simulación

Dicho y hecho. Voy a ver qué habría pasado en 2018 según vaya metiendo más fotovoltaica con datos reales, para lo cual he descargado la generación P48 (es el fichero de REE que indica la generación de cada fuente tras pasar por OMIE y servicios de ajuste, siendo pues una foto bastante real del mix final) de las fuentes implicadas. En una primera fase las reduciré a Carbón, Ciclos y agua, las que llamaré "caras".

Por otro lado, para disponer de datos lo más reales posibles, he generado las horas equivalentes horarias de la FV existente de todo el año para aplicárselas a la nueva fotovoltaica a incorporar. Todos los datos son horarios y trataré de ir añadiendo nueva potencia y ver en qué momento la generación de esas 3 fuentes caras se vuelve 0 o toma valores negativos y durante cuántas horas. Recordamos que 2018 fue un año solar malo

Hasta 5,8 GW seguiría habiendo producción "cara" todas las horas del año, pero según aumentamos este valor vamos consiguiendo determinadas horas donde la generación con fuentes caras sería 0. Las horas/días más críticos serían:

• El 1 de enero de 11 a 12h, festivo, muy baja demanda y bastante viento
• El domingo 7 de octubre de 12 a 13h, festivo y por tanto baja demanda y bastante viento
• El domingo 13 de mayo de 12 a 13h, festivo y por tanto baja demanda y bastante viento

Parece pues que nos encontramos un patrón en las horas/días más complicados a la hora de incorporar más potencia fotovoltaica: son festivos de baja demanda y relativamente bastante viento (en esas horas se generó a razón de unos 8 GWh de eólica).

Si sólo tenemos en cuenta estas fuentes caras, pero seguimos incorporando potencia FV, lógicamente el número de horas/días se incrementa, casi de forma exponencial, de tal forma que si incorporáramos 9,5 GW de nueva fotovoltaica, en 2018 hubiera habido 111 horas (el 1,3% de horas del año) con exceso de energía. Podrían no parecer muchas, pero es algo preocupante, sobre todo para el Operador del Sistema (REE) que tiene que cuadrar generación con consumo el 100% de las horas del año, debiendo pues acometer acciones adicionales como puede ser parar generación renovable, cosa nada recomendable puesto que sería un desperdicio, o actuar sobre otras fuentes y aquí es donde hallaremos la solución.

Pero ¿sobre qué fuentes? Veamos, estas horas tan críticas, necesariamente deberían ser muy baratas (con el permiso de nuestras maravillosas condiciones complejas, que pueden hacer que a pesar de no entrar absolutamente nada de energía cara en estas horas, eleven su precio por la que si entrará en las horas anteriores y/o posteriores) y aquí es donde pueden intervenir los bombeos (nuestras baterías) y las interconexiones, ya que estas fuentes (si así las podemos clasificar) actúan en función de los precios.

Activando bombeos

En el caso de haber excedentes de FV se podrían activar los bombeos. En la simulación se ha tenido en cuenta el bombeo horario de todo el año con respecto al máximo posible, de tal forma que si en una hora determinada se estuviera bombeando, sólo se considera la cantidad de energía restante hasta el máximo. Esto es equivalente a provocar un aumento de demanda.

Esto es un poco ficticio porque el bombeo depende exclusivamente de los interesas de las compañías  y no se las puede obligar a realizarlo (de siempre he pensado que la energía del agua debería gestionarla el Operador del Sistema - REE), pero si existen horas baratas en el mercado, lo lógico es que éstas lo aprovechen...

De hacerlo, vemos que el panorama cambia radicalmente. Ahora la potencia crítica empieza a partir de casi 7 GW de FV, pero aumentando bastante la potencia, las horas críticas aumentan muy poco y con 10,5 GW solares tendríamos sólo 24 horas complicadas en todo el 2018 (el 0,3% de las horas) dándose en Abril, Mayo y Octubre.

Para obtener las 111 horas del caso anterior, tendría que haber instalados unos 14,3 GW de FV.

Exportando a nuestros vecinos

Pero podemos ir un paso más y pensar que si en estas horas, nuestra energía es barata, seguramente también podríamos exportarla a nuestros vecinos utilizando las interconexiones. En este caso, al igual que los bombeos he mirado el saldo horario de cada país para todas las horas del año. En el caso de, para una hora/país concretos fuera importador, lo he tenido en cuenta y lo he sumado hasta el máximo exportador. Si ya fuera exportador, sólo he tenido en cuenta la energía restante hasta el máximo exportador.

Con el resultado de aplicar lo anterior, junto con bombeos y las fuentes caras obtenemos unos resultados mucho más favorables a la introducción de nueva potencia fotovoltaica y hasta 14 GW no habría problemas. Se pueden añadir considerables cantidades de GW más incrementando sólo un poco las horas problemáticas y con 22 GW sólo serían estas del orden de 43 (el 0,5% de las horas) dándose principalmente en los mismos meses que el caso anterior: Abril, Mayo y Octubre (y 1h en enero). Para obtener las 111 del primer caso, harían falta instalar 25,5 GW de FV

¿Y para el año 2017?

Montando el mismo modelo y sólo retirando agua, carbón y ciclos, hasta 4,2 GW no habría problema, pero a partir de ahí habría alguna hora problemática:

 

• El miércoles 19 de abril de 13 a 15h. 2 horas donde la demanda es baja por ser abril y con vientos fuertes (unos 11 GW)
• Domingo 31 de diciembre de 13 a 14h con vientos de 12,2 GW. 

Las siguientes gráficas resultan de activar bombeos y exportando por las interconexiones respectivamente:

 

Observamos una vez más que según vamos gestionando estas fuentes, la potencia fotovoltaica a instalar sin que se produzcan problemas en el sistema, aumenta  de manera muy considerable, aunque para este año sale una cantidad menor.

Conclusiones

A la hora de hacer este estudio me he llevado alguna que otra sorpresa y de cambio de pensamiento ya que siempre que hablaba sobre este tema veía sólo la tan necesaria reducción del hueco térmico del verano, época en la que la mayoría de los días se podría introducir mucha solar sin necesitar el uso de interconexiones ni bombeos y además es la forma más eficaz ya que en estos meses la eólica no "tira".

En el ejemplo de la gráfica anterior, vemos 3 días de julio de 2018 en los que sólo reduciendo hueco térmico y generación con agua en horas solares, caben sin problema 14,5 GW de nueva solar (serían 32,5 GW activando bombeos y conexiones)

Sin embargo no es lo mismo "la mayoría de los días" que todos los días en todas sus horas y aquí es donde se me han roto los esquemas ya que algunos días ventosos de baja demanda puede haber horas problemáticas para el sistema. La primera sorpresa es la poca FV nueva que "cabe" en el sistema antes de que haya alguna hora problemática (4,2 GW en el 2017 o 5,8 GW en el 2018). Curioso que 2017 a pesar de haber sido un año eólico/hidroeléctrico mediocre y especialmente bueno en solar, sin embargo, contra todo pronóstico, empieza a presentar problemas bastante antes que en 2018.

Siempre decía que con la FV no hacía falta ampliar interconexiones, pero cuando ves que usándolas puedes duplicar o triplicar la cantidad de potencia a instalar, pues.... bienvenidas sean (de hecho no he considerado las nuevas con Francia y Marruecos).

No he contemplado la reducción de otras fuentes, pero sería interesante ver que se puede hacer con la cogeneración/residuos/biomasa de tal forma que también pudieran reducir energía en las horas solares. También sería interesante contemplar la posibilidad de transformar nuestro parque nuclear desde potencia base a potencia flexible (realizando modificaciones en las centrales). Con ambos cambios el potencial para la nueva FV (o eólica) se abriría de manera muy, muy importante.

En un futuro, tal vez no tan lejano, las nuevas instalaciones deberían realizarse con algunas horas de almacenamiento. Hasta que llegue ese momento (aún deben bajar muchísimo de precio, si hablamos del Litio), y si resulta imposible lo planteado en el párrafo anterior, no cabrá más remedio que desperdiciar energía renovable algunas horas al año. El hándicap estará en minimizar estas.

Por último creo que según se vaya incorporando nueva FV, se debería favorecer el consumo en estas horas para que los problemas se minimizaran. La manera de realizar esto es mediante los periodos horarios de las tarifas eléctricas debiendo ponerse las horas solares como valle. Esto podría ser especialmente interesante de cara a poder recargar el coche eléctrico y muchísimo más si se termina de implantar la tecnología V2G (Vehicle to Grid). Quizás con esto no haría falta lo dicho en el párrafo anterior y sería el propio conductor quién pondrá esa necesaria capacidad de almacenamiento.

Con este ejercicio ha aumentado, si cabe, mi admiración por nuestro Operador del Sistema (Red Eléctrica de España) que cuadra la generación con el consumo TODAS LAS HORAS DEL AÑO y que hace posible el milagro de que siempre que le damos al interruptor se encienda la luz: ¡menudo trabajo os espera chic@s !

¿Es posible cambiar nuclear por renovables?

Hace unos días había un debate en twitter sobre cómo se podría cambiar el parque nuclear por renovables. Me preguntaron cómo lo veía y esta será mi respuesta.

Antes que nada quiero aclarar, para el que no lo sepa ya, que no me considero radical de nada en esta vida, y menos de tecnologías de generación de electricidad, pero si que tengo mis "querencias" como todo el mundo:

• Con respecto a la energía nuclear, no me gusta demasiado y menos como está organizada en la mayoría de los países, incluida España, con las centrales en manos privadas, ya que suponen un riesgo presente y futuro y en caso de problemas muy serios, la inmensa mayoría del "marrón" nos lo comemos los de siempre. Dicho lo cual, también reconozco que detrás de todo lo nuclear, hay una seguridad e ingeniería impresionantes y dignas de mi admiración. Pero sobre todo, tienen un poder de generación de electricidad, libre de emisiones de CO2, fabuloso.
• Con respecto a las renovables....son la niña bonita de mi corazón, sobre todo la fotovoltaica. Me encantan todas ellas aunque tal vez la que menos, sea la biomasa, porque aunque está catalogada como emisora de CO2 "neutra", emitir... emite.
• Con respecto a las fósiles, creo que cumplieron su papel y ahora se vuelve urgente eliminarlas lo antes posible, en especial el carbón, debido a la alta tasa de emisiones de GEI y otros contaminantes.

Sobre las mencionadas preferencias, antepongo siempre la lógica, el sentido común y sobre todo, la realidad de cada tecnología, factores que también he ido cambiando de pensamiento con el tiempo.

Bueno pues después de todo este rollo, vamos al meollo: ¿es posible sustituir, con las tecnologías renovables actuales, una central nuclear? La respuesta creo que es obvia: ¡rotundamente sí! aunque el quid de la cuestión no es si es posible o no, sino ¡el cómo y el cuánto! 

Hagamos un repaso a cómo funcionan las diversas fuentes a considerar, suponiendo condiciones ideales de funcionamiento:

Nuclear

Van a piñón fijo y funcionan como energía de base para el sistema eléctrico, normalmente sólo disminuyen potencia o se paran completamente en caso de recarga de combustible. Cada central  (o grupo para el caso de centrales con varios de ellos) genera 1GW de electricidad, lo cual significa que una nuclear trabajando con normalidad proporciona 1 GWh en 1 hora, 24 GWh al día, 720 GWh al mes ó 8.760 GWh al año... una pasada de energía y recordemos, libre de emisiones.

Eólica

La energía generada depende del recurso eólico en cada momento, pero hay que tener presente que los aerogeneradores no se ubican en cualquier sitio, sino en las zonas donde hay más viento. Si tomamos el parque eólico en su conjunto y generamos una representación de cuánta energía se genera de media a lo largo del año por unidad de potencia instalada (MWh/MW) y para los últimos 3 años, la gráfica resultante es la siguiente:

Vemos que de media, las peores condiciones para la eólica son las horas cercanas al mediodía de junio a septiembre, mientras que las mejores se dan en las primeras horas de la tarde de febrero. Como pretendemos sustituir una nuclear que genera de manera constante, debemos fijarnos en los casos peores de generación mínima, que serán los más críticos y definirán cuanta potencia sustitutiva se deberá instalar. Evidentemente los promedios mensuales son eso, promedios, esto quiere decir que habrá días puntuales mucho peores a los representados y que deberán cubrirse con alguna otra fuente.

Solar fotovoltaica

Nuevamente tomo datos del 2014 al 16, toda la península y tanto de sistemas fijos como con seguidores...pero ¡es lo que REE proporciona! Si hacemos la misma representación que con la eólica, obtenemos:

Aquí podemos ver de manera muy visual lo que todos ya sabemos: la fotovoltaica sólo produce de día y la energía con la que contaremos puede servir para cubrir las peores horas de la eólica que vimos anteriormente, porque es justo cuando más produce la solar.

Termosolar

Problemática de obtención de datos similar a la fotovoltaica y mismos datos representados en la siguiente gráfica:

A pesar de ser una tecnología solar, se aprecian grandes diferencias a la fotovoltaica: curva mucho más plana y ¡producción nocturna! aunque se ve que de 7 a 9 ya flojea mucho y la generación nocturna los meses de noviembre a febrero es casi es inexistente.

Anteriormente mencioné que no me gusta mucho la biomasa, y creo que la forma más inteligente de incorporarla al sistema, es hibridándola con la termosolar, para que la generación y por tanto la emisión de GEI se reduzca al mínimo. Las centrales así hibridadas podrían considerarse como generación de base ya que podrían estar disponibles en cualquier momento. Hasta donde sé, en España sólo tenemos la central Termosolar Borges en Lleida, la primera en construirse de este tipo... ¡en el mundo!

Hidroeléctrica reversible

Son los sistemas de almacenamiento más capaces en la actualidad y deberían utilizarse en aquellas horas en que el resto de renovables no pueden entrar y de seguro, por la noche también: cuando hay precios bajos se bombea agua a un embalse superior para que en los momentos de necesidad, se invierta el sentido y se turbine al inferior.

Biomasa

Es una generación térmica al viejo estilo, sólo que su combustible es biomasa en vez de gas o carbón, por lo tanto puede ser utilizada cuando se requiera sea día o noche. Ya he mencionado que es la renovable que menos me gusta

Apagando una nuclear

Llegó el momento de apagar una nuclear y sustituirla... ¿por qué fuente? evidentemente sería estúpido cambiarla por una única fuente puesto que alguna de ellas sería incapaz totalmente. Por ejemplo, no podría sustituirse por fotovoltaica porque la gente también quiere electricidad de noche, así pues hay que ingeniárselas para que las carencias de unas sean suplidas por excesos de otras. Aunque quizás podría hacerse una excepción con la eólica ya que esta genera de día y de noche, pero ¿cuánta eólica haría falta?

Tomando los datos de generación horaria de los últimos 3 años, vemos que con nuestro parque eólico instalado, 23 GW, de media hay unas 250 horas al año en que la producción es inferior a 1GWh y por tanto no serviría como única fuente, siendo absurdo en pensar en instalar aún más eólica para intentar alcanzar ese umbral: ¡una relación de 23 a 1 ya es demasiado!

Vemos pues que todo pasa por equilibrar un mix de fuentes renovables, para que con el mínimo de instalación posible, se pueda generar, al menos, lo que produce una nuclear. Para cuantificar ese mix, me he construido un modelo estadístico aproximado y que, como siempre, tiene un montón de carencias en cuanto a datos, por lo que lo siguiente debe considerarse como aproximaciones, con validez para la inmensa mayoría de las horas del año, pero siendo conscientes de que puntualmente, en algún día de carencia de recursos renovables, podría fallar en cuanto a generación.

Modelo

Mis datos son todos provenientes de REE con medias de generación horaria de los últimos 3 años para la eólica peninsular, la fotovoltaica y la termosolar. Para ellas he construido la carga horaria diaria para cada mes del año, estos es lo que habitualmente llamo rendimiento: MWh/MW (producción de cada fuente entre su potencia instalada).

He considerado también termosolar hibridada con biomasa asignándole un factor de 1, esto es, capaz de generar 1 MWh por MW instalado a cualquier hora. Aquí el que quiera puede cambiar el nombre de esta fuente por biomasa sólo, pero como ya he explicado, a mí no me gusta tanto.

También he considerado la instalación de hidráulica reversible, que tras varias pruebas, he ajustado como mejor opción el turbinar (generar) de 03 AM a 10 AM y embalsar (y por tanto consumo de energía) de 10 AM a 18 AM. Son más horas bombeando que turbinando para compensar pérdidas. El resto de horas, estaría en reposo.

Por simplicidad del modelo estas dos últimas fuentes las he considerado constantes todos los meses del año, evidentemente se podría ajustar esto y sólo he ido al caso peor (generación < de 1,1 GWh en cualquier hora)

A la hora de asignar pesos (potencia instalada) a cada fuente, he centrado el peso sobre la eólica al ser la que genera de manera más constante y lo primero que he visto al montar el modelo, es que las horas más críticas de la noche, corresponden al mes de septiembre, mientras que las diurnas se corresponden al mes de diciembre. También mencionar que para mayor seguridad, el mínimo horario de generación lo he puesto en 1100 MWh (factor de 1,1)

Resultados

Al poder jugar con las fuentes de manera muy sencilla, veo que no hay una solución especialmente buena y habrá tantas como queramos jugar con ellas, así que paso a exponer algunos ejemplos:

Solución 1. Se basa en darle mucho peso a la eólica. Es difícil encontrar una solución sin añadir la termosolar con biomasa, la cual he añadido el mínimo posible.

Como se ve, se consigue el objetivo de tener todas las horas por encima de 1,1 GWh, aunque en febrero, mayo y julio tenemos picos de sobreproducción de 1,9 GWh. La potencia a instalar en total sería de 5,4 GW

Solución 2. Eliminamos 2 fuentes: hidráulica reversible y termosolar normal

Ha habido que aumentar la termosolar con biomasa. Al eliminar el bombeo, se puede reducir también la FV y vemos como se eliminan los saltos bruscos de generación. Nuevamente la mayor sobreproducción la tendremos en febrero con 1,9 GWh. En este caso la potencia total a instalar sería de 4,9 GW.

Solución 3. Reducimos la eólica hasta 1,9 GW

Hay que aumentar drásticamente la termosolar con biomasa para compensar. El máximo de sobreproducción esta vez lo encontramos en julio y superaría los 1,7 GWh. La potencia a instalar en este caso sería de 3,5 GW

Conclusiones

Estos han sido algunos ejemplos, pero como digo, no existe una única solución y podemos hacer infinidad de combinaciones, todas ellas válidas. Sin embargo el papel lo aguanta todo y quiero recalcar, por un lado la precariedad de datos y por otro el conocimiento de que algún día habrá problemas por falta de recursos. Además, tampoco he hecho un análisis de costes o incluso de si es posible o no utilizar dicha fuente (estoy pensando en la hidráulica reversible), pero tampoco es la intención de este artículo, donde analizo sólo la parte técnica.

Como ensayo ha estado bien y me he entretenido bastante, pero sigo pensando que antes de cambiar nucleares por renovables, habría que sustituir fósiles por renovables: es más sencillo y más urgente, porque nos están matando al planeta y a nosotros mismos.

Si quieres saber cómo quedaría la generación con alguna combinación en la que estés interesad@, no tienes nada más que pedírmela por twitter y gustosamente te paso tu gráfica: @FranValverdeS

Subastas de renovables "Nadal Style": ¿Transición energética o cubrir el expediente?

Actualización
Aunque técnicamente los sistemas de seguimiento solar a 2 ejes es lo mejor para optimizar la producción fotovoltaica, la realidad dice que quizás lo más conveniente a día de hoy sería un sistema de seguimiento a 1 eje Este-Oeste (instalación Norte-Sur): la producción es sólo ligeramente inferior pero el coste, robustez y mantenimiento del sistema son mucho mejores, por lo que en la actualidad sería la mejor alternativa. Además, para un sistema medio, el ROI (retorno de la inversión) es de sólo unos pocos meses más en comparación con un sistema fijo, y hablando de una vida media de como mínimo 25 años, lo hacen muy rentable, más teniendo en cuenta un futuro escenario con alta penetración solar.

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Mogollón de gigas renovables subastados y por subastar para incorporar al mercado eléctrico español. Ale, todos de golpe, como les gusta a nuestros políticos hacer las cosas... ¿planificación?¿progresividad?¿capacidad para rectificar? ¿para qué? si hay problemas, el que venga detrás que arree.

Recientemente, se han estado echando órdagos a la UE supeditando la incorporación de nueva renovable al incremento de interconexión con Francia, y la verdad es que tiene su lógica...si es que tuviéramos algún tipo de plan para seguir incorporando renovables con un objetivo de renovables elevado. Le veo tres explicaciones a eso: 

1. Querer incorporar más energía barata al sistema (de Francia) aunque la conexión cueste cara.
2. Tener otra excusa para seguir paralizando el desarrollo renovable otro puñadito de años.
3. La que espero sea la buena, reactivar el tema sabiendo que vencer la lógica reticencia de Francia llevará un tiempo y la construcción de las infraestructuras también, para mientras hacer y empezar a desarrollar ese plan de transición energética que es tan necesario.

El sentido de las subastas

Volviendo a las subastas, cabe preguntarse, toda esa cantidad de gigas a instalar ¿con qué finalidad se hace? Está claro que es para incorporar más renovable al sistema algo bueno sin duda, pero ¿por qué se quiere incorporar más renovable al sistema? Según lo veo, podría haber 2 explicaciones:

• El actual gobierno, ese que se vanagloria de que somos líderes en luchar contra el cambio climático, por fin está cambiando de pensamiento de verdad y puede ser un inicio de transición hacia un sistema más sostenible.
• El 2020 y el plan europeo del 20/20/20 de obligado cumplimiento están a la vuelta de la esquina y aunque no estamos lejos (nos faltan 4 puntos porcentuales), no llegamos. ¿Podría haber multa?¿Cómo quedaríamos diciendo que somos líderes contra el Cambio Climático pero incumpliendo el 20/20?

Apuesto por lo segundo y es una pena porque me gustaría que fuera lo primero, porque tampoco tendrían que ser excluyentes, pero no, la nueva potencia renovable se ha pensado exclusivamente para cubrir el expediente. Explico por qué.

Desequilibrio del sistema eléctrico

Actualmente nuestro sistema de generación, lo he dicho infinidad de veces (mira esta entrada de mi blog), tiene un desequilibrio muy grande con respecto a las renovables, generándose mucha energía  de este tipo en unos meses y poca en otros. Esto es debido a que hay 2 fuentes predominantes, eólica e hidráulica que tienen una estacionalidad muy parecida, generando mucho en los primeros meses y poco el resto:

En la gráfica podemos ver lo comentado: existe una gran cuota de renovables hasta mayo que ronda el 50%, para luego bajar progresivamente hasta el 30% a finales del verano. También puede observarse como la generación con agua y viento se parecen en el tiempo y poseen una estacionalidad parecida. Sin embargo cuando estas empiezan a flojear se puede ver cómo el Sol recoge el testigo y es cuando empieza a generar más.

Esto nos da una idea de lo que sucede también con las emisiones de CO2. Los primeros meses al generarse tanto con viento y agua, el parque térmico (los principales causantes de las emisiones de Gases de Efecto Invernadero ó GEI) funciona en menor medida que los meses centrales/finales del año y la generación de emisiones, por tanto, se comporta de igual forma:

Si en los primeros meses se emite a razón de unas 15 toneladas de CO2 por MWh (línea discontinua roja, escala derecha), a partir de julio se emite el doble. Implantar un sistema de transición hacía fuentes limpias, implica tener las emisiones GEI bajo control todo el año, cosa que no se está haciendo con el diseño de las recientes subastas, donde se ha buscado el máximo de energía renovable, no importando cuando se genere esta, es más, incorporando tanta eólica lo que se va a conseguir es más días problemáticos de excedentes de energía, malvendiéndosela a Francia, parando parte de la propia generación eólica o reduciendo carga base nuclear, cuando realmente lo que se necesita con urgencia es reducir el hueco térmico del centro/fin de año.

Más energía solar

Ya hemos visto que la fuente que soluciona esto es la energía solar, pero ¿vale cualquiera de sus modalidades? (termosolar o fotovoltaica fija o con seguidores). Diría que no, veamos por qué.

Para valorizar la energía eólica y termosolar he utilizado los datos peninsulares disponibles de REE que son mezclas de diversas tecnologías, ubicaciones, eficiencias, potencias, etc. que no es muy exacto en detalle, pero da una idea global. Como necesitaba distinguir entre fotovoltaica fija y con seguidor a 2 ejes y esa info no está disponible en REE, he utilizado datos de la herramienta europea PVGIS ampliamente conocida y utilizada para hacer previsiones aproximadas de energía solar.

Si utilizamos los datos de potencia instalada/energía generada, podemos ver mejor cómo se comporta cada tecnología en el tiempo y cuantificar fácilmente las necesidades a instalar de cada fuente:

Ahora podemos ver claramente como para reducir emisiones, de manera efectiva en los meses centrales del año, realmente las tecnologías a incorporar deberían ser la termosolar o como segunda opción, la fotovoltaica con seguidores a 2 ejes. La fotovoltaica con paneles fijos tiene sólo un poco más de eficiencia en estos meses que la eólica, por lo tanto daría un poco igual incorporar una que otra.

¿Pero cuánta más energía solar?

Si quisiéramos hacer funcionar al parque térmico casi todo el año como si fuera abril o mayo, vemos que habría que reducir su generación en los meses centrales del año, nada menos que del orden de 4 TWh mensuales (es la diferencia que hay de los 7 del verano a los 3 de la primavera que puede observarse en la segunda gráfica). Esto podríamos hacerlo de varias formas:

• Incorporando eólica o fotovoltaica fija: harían falta nada menos que 26,7 GW para cubrir ese hueco térmico en estos meses... estás 2 subastas, aunque la segunda salga también eólica, sumarían 6 GW y sólo le harían cosquillitas al parque térmico y desde luego no bajarán de manera considerable ni los precios del verano ni las emisiones de CO2.
• Incorporando 11,4 GW de Termosolar. Esto sería lo más efectivo para el sistema y no sólo por el aporte diurno, sino también por el nocturno. La pega es que esta tecnología aún requiere de ayudas, aunque si se quiere contar con la mencionada transición, habrá que contar ella sí o sí.
• Incorporando 16 GW de fotovoltaica con seguidores a 2 ejes. A día de hoy la mejor opción ya que es una tecnología madura y podría encajar con los esquemas de subastas que maneja el actual gobierno.

Conclusiones

Los valores vistos han sido para reducir nuestra dependencia de la energía fósil de manera notable, no para eliminarla, porque intervienen otros factores como es la capacidad de cada fuente, algo que no es el objetivo de este artículo, aunque si complementario.

Un horizonte renovable 100% será posible y debemos aspirar a conseguirlo cuanto antes si queremos que nuestra descendencia viva de manera sólo algo peor a como lo hemos hecho nosotros, pero requiere de unas inversiones colosales y de un trabajo continuado. Si de verdad se cree en ella, no podemos permitirnos el lujo de volver a tener un parón de varios años como hemos sufrido recientemente, ni tampoco ir a trompicones, algo nada bueno para la industria.

Si de verdad está en la mente de nuestros dirigentes esa transición, también deben mentalizarse a que tiene un coste, infinitamente menor al de no actuar, pero coste al fin y al cabo, y debe promocionar, sin caer en errores del pasado, ciertas tecnologías, como la termosolar, hasta que estas puedan competir libremente.

Incorporar esta energía solar en su formato de termosolar o fotovoltaica a 2 ejes, reducirá nuestras emisiones de manera importante y no requerirá, de momento, tocar las interconexiones ya que irán directamente contra nuestro equipo térmico ¿quizás es esto lo que no quieren desde el ministerio de energía?

Estacionalidad de las renovables: Grandes desequilibrios

"Enero heloso, Febrero hebroso, Marzo airoso y Abril lluvioso, sacan a Mayo florido y hermoso"

Si algo distingue a las energías renovables como fuente de generación eléctrica, es que su "combustible" nos lo regala la naturaleza de muy variadas maneras: viento, sol, agua, mareas, calor de la tierra, etc.

Normalmente aprovechamos este regalo, la mayoría de las veces, cuando se nos da, aunque en el caso de la gran hidráulica se puede almacenar en embalses para usarla cuando nos es más necesaria, también en el caso de la biomasa puede almacenarse en forma de pellets. En un futuro, cuando el desarrollo de diversas tecnologías de almacenamiento sea suficientemente rentable para su implantación a gran escala (baterías, Hidrógeno, etc.), se podrá aprovechar esta energía en cualquier momento del día, la noche o incluso del año.

Mientras este futuro llega, estamos muy limitados pues a su utilización cuando se dispone de dicha energía y el gestor de la red eléctrica (REE) posee un centro de control específico (CECRE- Centro de control de energías renovables), centro de referencia mundial, para gestionar adecuadamente la inclusión de la máxima energía renovable posible en el sistema eléctrico.

Llegados a este punto, se nos pueden plantear varias preguntas como ¿qué momentos del año son mejores, o hay más abundancia de cada recurso natural?¿coinciden en el tiempo?

Veámoslo para el caso de las fuentes más importantes, esto es, la energía eólica, hidráulica y solar. 

Energía Eólica

En la siguiente gráfica se muestran varias líneas:

-La discontinua representa el valor medio que ha tomado, para cada mes, el mercado mayorista de electricidad (OMIE) y para los últimos 3 años (2013 a 2015)

- La azul, la media de los últimos 3 años de la cuota de generación eólica, para cada mes

- La verde, la cuota mensual de generación eólica en este 2016

Al representar cuotas, en vez de valores de energía, se comete un cierto error ya que la generación depende factores como temperatura, demanda o interconexiones, pero nos da una idea de en qué meses tiene más importancia dicha fuente, a la vez que podemos comparar con los precios del mercado mayorista de electricidad.

Es curioso comprobar como es en los primeros meses del año, cuando más cuota eólica hay en el sistema, descendiendo casi linealmente hasta septiembre, donde toca mínimo, para volver a remontar. También es curioso observar como en los ligeros picos de agosto y noviembre, encontramos la reacción contraria en los precios de OMIE, aunque esto no lo vemos tan evidente en los picos de febrero y mayo, ¿tal vez por influencia de otra fuente? Veamos qué pasa con el agua...

Energía Hidráulica

Representamos la misma gráfica asociada a la energía hidráulica total, esto es, la gran hidráulica y la generación mediante la "pequeña hidráulica" o fluyente.

Con esta gráfica ya comprendemos lo que le pasaba a los precios en los primeros meses. Resulta que los dos picos de máxima cuota hidráulica, febrero y abril, coinciden con los meses de bajadas de precios OMIE. Al coincidir estos meses con los de la eólica, estas dos fuentes juntas son las que  provocan la gran depresión de precios en los primeros meses, encontrando su mínimo en abril.

Curioso que en noviembre, coincidiendo con la eólica, hay otro ligero repunte en la cuota. 

Desde el máximo de abril hasta octubre, hay un descenso en la cuota de generación hidráulica, que está relacionado con la pérdida de agua embalsada disponible

Energía solar

Como con la hidráulica, veremos la suma de las dos fuentes solares que existen en España: la fotovoltaica, que transforma directamente luz en electricidad, y la de concentración, que concentra el calor del sol en un líquido caloportador, para mover una turbina convencional.

La cuota solar es bastante más "estable" y va incrementándose mes a mes hasta alcanzar su máximo en Mayo, manteniéndose así 4 meses hasta septiembre, que comienza su descenso.

Llama la atención el aparente nulo efecto sobre el precio de la electricidad y esto es porque la cantidad de energía solar que tenemos instalada en España, el país del Sol, es ridícula y por sí sola no es capaz de afectar a los precios, tan sólo potenciando el efecto de algún día ventoso del verano.

Algo que también llama la atención es que si eólica e hidráulica tienen su máximo los primeros meses del año, la solar coge el testigo y produce más cuando empiezan a aportar menos las citadas 2 fuentes. Esto significa que son fuentes fuertemente complementarias y de desarrollarse acorde a lo que nos correspondería por recurso, compromisos medioambientales y países de nuestro entorno, veríamos precios más bajos y nuestra cuota renovable se incrementaría notablemente.

Cuota renovable

Visto cómo se comportan las fuentes renovables más importantes, podemos analizar cómo es la cuota renovable global a lo largo del año (aquí sí que estarían incluidas ya el resto de fuentes renovables residuales: biogás, biomasa, hidráulica marina y geotérmica).

Podemos observar que la cuota de renovables es básicamente la suma de la de hidráulica y eólica y si además la comparamos con la curva de precios, comprobamos como son opuestas.

De enero a mayo está por encima del 45% descendiendo a lo largo del año, pero con repuntes: uno ligero en agosto coincidiendo con el de eólica y otro más acusado en noviembre al sumarse el de eólica e hidráulica.

Debería ser una prioridad aplanar la curva de cuota renovable, para evitar el gran valle que hay entre mayo y octubre, algo que, de momento sólo puede hacerse con la instalación de mucha más energía solar.