¿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 !

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?

Las renovables están muy desequilibradas en España

Desde hace tiempo mantengo en twitter el hashtag #mas10gigassolaresya porque pienso que las renovables en España están realmente muy desequilibradas con mucha eólica y gran hidráulica y muy poca solar: 4,4 GW fotovoltaicos y 2,3 GW termosolares lo que hace un total de unos 6,7 GW, realmente poco si lo comparamos con los 23 GW de eólica.

¿Y por qué creo que debe solar lo que nos hace falta? pues porque es una energía complementaria a la eólica e hidráulica, esto es cuando menos viento y agua se desembalsa (verano), coincide con la época de mayor radiación solar. Esto provoca que en esos meses tengamos los precios más altos de la electricidad por el menor aporte renovable:

Se da la circunstancia de que, por un lado, los costes de la tecnología fotovoltaica se han reducido de una manera espectacular en los últimos años, lo que permite que, con una regulación de autoconsumo favorable, estable y consensuada, se pudiera potenciar esta modalidad sin necesidad de prima alguna. Por otro lado España tiene una sobrecapacidad importante de potencia de generación con 102 GW instalados y un índice de cobertura mayor a 1,4 (lo deseado es 1,1), esto es sobra mucha potencia firme.

Con un plan de reemplazo (no hibernación, porque no harán falta en el futuro) de carbón y sobre todo de gas (ver la gráfica de rendimientos en la entrada anterior del blog) por solar, podríamos disfrutar de precios más bajos y un sistema de generación más racional.

¿Qué hubiera pasado si el año pasado hubiéramos tenido 10 GW solares más? Pues que las cosas habrían mejorado para el consumidor, sobre todo en el verano. Si al sistema hubieran estado conectados 9.350 MW adicionales de fotovoltaica y otros 650 MW de termosolar, la gráfica anterior quedaría de la siguiente manera:

No me atrevo a poner una estimación de precios, por lo "raro" que ha estado (y está) el mercado y porque los precios no dependen exclusivamente del aporte de tecnologías (la prueba la estamos viendo estos días de récord de viento y el mercado sólo baja un poco), pero calculo que la bajada podría ser del orden de 10€ en los meses de centrales y fuera de estos algo menos.

Tener ahora mismo 16,7 GW solares no supone un hundimiento del sistema, no es algo catastrófico ni imposible de realizar. Ayudaría al consumidor, al país con sus objetivos medioambientales y podría ser la llave para empezar a potenciar la siguiente revolución que se avecina: la movilidad eléctrica.

Cuando comparamos a lo largo del año nuestros precios mayoristas con los europeos, podemos ver que de Junio a Septiembre nuestros precios fueron de los más caros de toda Europa:

¿Por qué no se hace nada entonces? pues según yo lo veo, son dos los motivos, además de los ideológicos. Por un lado están las eléctricas que no quieren perder más pastel ni subvenciones por los cierres de potencia firme y por otro lado, algo que los políticos en España yo creo que no quieren ni escuchar: el cambio de esquema por el autoconsumo supone minorar la recaudación en energía.