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.

Apuntamiento de la fotovoltaica: Houston ¿tenemos un problema?

La fotovoltaica de siempre había tenido un apuntamiento positivo, esto es, al producir en las horas centrales del día, cuando hay más demanda, coincidía con los mayores precios del “pool” y por tanto su energía media ponderada siempre es mayor que el precio medio. Tenemos tan poca fotovoltaica instalada, que mientras hay producción fósil o con agua en esas horas, los precios en ese espacio de tiempo seguirán siendo altos.

Esto no quiere decir que no se hayan dado casos de apuntamiento negativo en el pasado. Ha sucedido pero de una manera esporádica y sólo de manera mensual o diaria. Desde 2012 (no he mirado más atrás) se han dado apuntamientos negativos en:

• Febrero de 2013 con un -0,2%
• Marzo de 2016 con un -1,2%
• Junio y octubre de 2019 con un -0,3% y un - 0,9% respectivamente (notad que con el declive de precios en las fósiles sucede 2 meses en el mismo año)

Pero llegó 2020 y la alineación planetaria perfecta: Sobreoferta fósil, bajada de demanda por los confinamientos y por tanto desplome de precios.

Y todo esto ¿cómo le está afectando a  los precios de la fotovoltaica? Pues este 2020 y de momento ¡es el primer año de apuntamiento negativo!

Cierto es que queda casi todo el año y el grueso de la energía de la fotovoltaica aún está por llegar, pero de momento pinta mal. Si vemos la evolución en este mismo año, enero empezó como siempre, con apuntamiento positivo (1,8%), pero desde entonces todos los meses han sido negativos, incluido por 2 céntimos de €, marzo.

Y desde luego el peor mes, con diferencia está siendo este mayo (-9,8%), aunque sólo incluyo los 17 primeros días. Veremos cómo termina el mes.

Dentro de mayo, dentro de ese rango de días, los peores han sido el 1,10 y 3 con -43%, -22,6% y -22,3% respectivamente. Sólo ha habido con apuntamiento positivo los días: 5, 11, 12, 13 y 15. El mayor de ellos con 5,1% el día 15. El resto de días han sido negativos.

Excepto el del día 5, el resto de positivos se han dado en días de diario de esta última semana, que parece coincidir con una cierta tendencia de repunte de precios.

Es muy llamativo, lo que sucede en los días: 1, 2, 3, 4, 9, 10, 16 y 17 donde el precio medio ponderado de la generación fotovoltaica en el programa PBF (que es el utilizado para formar los precios en OMIE) sea tan inferior al precio medio diario y al valor de la energía excedentaria del PVPC.

Con el viento tirando cada vez menos y la demanda recuperándose (y más con el calor), personalmente creo que se volverá a la "normalidad" de apuntamientos positivos. ¡Veremos a ver qué pasa los próximos meses!

Si te ha gustado este contenido y te gustaría que siguiera publicando sobre mercado eléctrico ¿me ayudas a cambiar de portátil? Sólo tienes que pulsar el botón e invitarme a un café. ¡Gracias!

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.

---

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?

Valorizando la energía solar fotovoltaica en el mercado mayorista de electricidad

Hace poco, un conocido me preguntaba qué le saldría más rentable para una pequeña-mediana instalación solar fotovoltaica (200 kW) que tiene pensado levantar ¿un PPA (Power Purchase Agreement o acuerdo de compra a largo plazo) o vender en OMIE?

Ya no me dedico a promoción solar y cuando lo hacía era con el antiguo sistema de primas, donde el precio era conocido... mucho más sencillo y predecible.

Me puse a hacer números "gordos" y he llegado a unos resultados que no pretenden sustituir a un estudio más serio y profundo de plantas concretas, ni debe emplearse para extrapolar datos, sino sólo como números genéricos y sobre todo, a modo didáctico. 

La idea es conocer los precios asociados en el mercado mayorista de la electricidad (OMIE) en la generación solar fotovoltaica, de esta manera sabremos lo que podríamos sacar por nuestra instalación en dicho mercado o si al negociar un PPA o un bilateral, estaremos por encima o debajo que en dicho mercado.

¿De cuánto Sol dispongo?

Lo primero de todo, es valorizar el recurso solar. Lo mejor para ello sería descargarnos los datos de estaciones medidoras de radiación solar, para tener datos precisos. Aquí la primera pega: el Sol no atiza lo mismo en Galicia que en Murcia y yo lo que busco son valores genéricos.

Además no obtengo la misma energía dependiendo de la elevación (la inclinación) y el azimut (la desviación del Sur) de mi panel solar. Tampoco tengo la misma energía dependiendo de si mi instalación es fija, móvil a 1 eje o a dos...

Demasiadas variables para unos números gordos!! :)

Lo que si tengo muy accesible, gracias a REE, son los datos de generación fotovoltaica en la península a lo largo del día, durante todo el año y desde varios años, así que manos a la obra. Una vez descargados y procesados los datos, tenemos unas hermosas curvas como estas:

Utilizo promedios de varios años porque si sólo cojo sólo uno, igual ese año es algo distinto, pero vamos, la generación es siempre bastante parecida de un año para otro. Si algo bueno tiene el parón en instalaciones que sufrimos desde hace ya bastantes años, es la estabilidad de datos para poder hacer este tipo de ejercicios.... ;-)

Ahora ya sabemos qué pinta tiene la generación solar fotovoltaica a lo largo del año, pero las curvas de generación media por hora del día para los distintos meses tampoco me dicen gran cosa a la hora de calcular precios.

Hay que tener presente que mi planta generará más a unas horas que a otras, y por tanto el peso de los ingresos que obtendré, dependerán de ello. Por ejemplo, de nada me sirve que a las 8 de la mañana el precio del "POOL" esté muy alto, si apenas voy a generar energía...

Así que lo que necesito es convertir la generación de cada hora (MWh) en un porcentaje de la producción mensual, para poder obtener posteriormente precios medios ponderados en función de la hora (y del mes claro).

Si hacemos esto, obtenemos las mismas curvas, pero en porcentajes, lo que les dan un aspecto algo distinto:

Precios

Toca ahora ver los precios del mercado mayorista para cuadrar las dos gráficas. Las medias de precios horarios del 2014 al 2016 fueron las de la siguiente gráfica:

Lo único que nos resta pues es ponderar estos precios con los porcentajes de generación, con ello obtenemos los precios ponderados medios de cada mes en las horas de producción solar:

Precios ponderados medios
Enero	44,33 €/MWh
Febrero	30,66 €/MWh
Marzo	33,03 €/MWh
Abril	32,69 €/MWh
Mayo	39,11 €/MWh
Junio	50,10 €/MWh
Julio	52,42 €/MWh
Agosto	51,13 €/MWh
Septiembre	53,78 €/MWh
Octubre	55,75 €/MWh
Noviembre	54,17 €/MWh
Diciembre	56,75 €/MWh

Con esto nos podemos hacer una idea de cuánto podría ingresar cada mes, de media, una instalación solar fotovoltaica, sin más que multiplicar por su producción. Este sería pues el precio del mercado OMIE en las horas de generación.

Pero si queremos simplificar más aún, para obtener un único precio anual, tendremos que volver a ponderar la energía. No nos vale hacer la media de dichos precios, puesto que la generación solar fotovoltaica tiene una estacionalidad muy marcada y evidentemente no generará lo mismo en verano que en invierno y por tanto la influencia de dichos precios no será uniforme.

La energía solar fotovoltaica generada por el sistema español se reparte a lo largo del año de la siguiente manera:

Ahora, con estos datos y los anteriores de precios, por fin, ya podremos poner un único precio ponderado medio a nuestra generación solar fotovoltaica anual: 45,97 €/MWh

Visto que la venta de energía solar fotovoltaica en el mercado mayorista de electricidad no está mal remunerada y que el precio de los paneles, y por ende de las instalaciones, cada vez es más barato ¿por qué no invertir en instalaciones sin esperar primas, ni alicientes, ni concursos? ¡Es el momento de la fotovoltaica!

PD1 Quiero insistir en el carácter didáctico de este artículo, que no sirve en absoluto para instalaciones concretas puesto que son muchas variables muy diferentes las que pueden marcar grandes diferencias con el precio anterior

PD2 Todos los datos del estudio se han obtenido de REE y son valores medios de precios y generación solar fotovoltaica de los años 2014 a 2016

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.

Eclipse solar del viernes 20 de Marzo

El pasado 20 de Marzo, el mismo día que oficialmente entraba la primavera, se produjo un eclipse de Sol. En España fue parcial empezando a las 9,05 y terminando a las 11,15

Se ha especulado mucho sobre lo que podría afectar al sistema eléctrico, pronosticándose grandes problemas en las redes eléctricas debido a las caídas de producción en las centrales solares.

Nada más lejos de la realidad. En España tenemos muy poca energía solar, y dadas las horas en que se produjo, tampoco podía afectar mucho, como así sucedió.

La gráfica representa la generación solar para el día del eclipse, el día anterior y el posterior. Fueron días muy nublados, lo que se traduce en poca generación. De los 3 días, el Jueves fue el de mayor generación llegando casi a los 1.800 MW en el pico de potencia del mediodía, valor muy alejado de los más de 5.300 MW que se suelen dar en un día soleado.

Cuando empezó, el sistema estaba produciendo casi 600 MW y en vez de seguir la ascensión normal, se produjo una caída en la generación hasta alcanzar los casi 300 MW para luego recuperar rápidamente su valor normal para ese día. Podemos ver que el peor momento del eclipse, cuando menos producción había, la pérdida de potencia fue de unos 600/700 MW un valor previsto y muy alejado de ser perjudicial para ocasionar problemas en la red eléctrica.

Si el día hubiera sido más soleado, el efecto habría sido más pronunciado, pero igualmente, al ser previsto por Red Eléctrica, sin mayor contratiempo. En la siguiente gráfica vemos como son las curvas de generación de diferentes días soleados en el año.

La primera curva se corresponde a 8 días antes del eclipse y al estar tan próximas en el tiempo sirve muy bien para hacer comparaciones. En el momento álgido del eclipse, si el día hubiera sido soleado, deberían haber unos 3900 MW, que aventurando una cifra, quedarían reducidos a unos ¿1.100MW? lo cual hubiera supuesto una reducción de potencia solar de 2.800 MW.

La segunda y tercera curva se corresponden a un día de invierno y otro de verano y sólo están para que veáis la diferencia en la generación: el pico y el grueso es mayor en verano. La curva de verano tiene otra característica muy notable... ¡hay generación por la noche! Esto es debido a la energía termosolar, la cual es capaz de almacenar la energía del día, para utilizarla por la noche o cuando haga falta: ¡es gestionable!

Generación de electricidad 2014: Comportamiento de las diferentes tecnologías

A falta de 5 días para que termine el año, no puede haber mucho margen de error si hacemos un repaso sobre las tecnologías de generación que han marcado este 2014, como han variado, qué precios han marcado o como de eficientes son.

En primer lugar, si hablamos de generación de cada tecnología, el premio se lo lleva este año la Nuclear, seguida de eólica y después carbón. Comparando tecnologías, vemos que este año hay tecnologías que han generado más electricidad que el pasado 2013, como la termosolar, hidráulica y sobre todo el carbón, mientras que otras se retraen como los ciclos combinados, la eólica y sobre todo la cogeneración. 

Mala noticia para el medioambiente: este año la generación eléctrica habrá producido ligeramente más CO2 que el pasado 2013 (60,4 MT frente a 60,1 MT), pasando el mix anual de 0,23 Kg/KWh a 0,25 Kg/KWh.

Mirando  a un plazo más amplio, la contribución de cada tecnología al global de la generación,  podemos apreciar el decaimiento inexorable de los Ciclos Combinados desde 2009 (aunque este año la caída se ha frenado un poco) y el ascenso mantenido de tecnologías renovables como la solar o la eólica, Del resto, algunas permanecen bastante estables y otras oscilan como una montaña rusa (carbón e hidráulica). Para cada mes del 2014, la aportación a la generación de cada tecnología ha sido variable, dependiendo de su recurso (eólica, hidráulica o solar) o de su indisponibilidad (este año mucha nuclear parada a la vez):

Otra manera de analizar la mezcla de tecnologías de generación es comparar el porcentaje de estas que entran sin precio en el mercado mayorista con respecto a las que entran con precio y en función de este binomio, cómo evoluciona el precio del mercado mayorista. Resulta muy curioso observar como los primeros meses del año en los que suele haber abundancia de agua y viento, el porcentaje de tecnologías que entran a precio 0 es máximo, mientras que el precio en sí mismo es mínimo. En los meses cálidos normalmente no hay tanta abundancia de estos elementos, por ello el precio sube. Aunque en España hay mucho Sol, las tecnologías renovables en nuestro país están muy mal equilibradas y de haber #mas10gigassolaresya veríamos precios bajos también en estos meses (Alemania por ejemplo, tiene valores bastante más equilibrados, disponiendo incluso de más solar que eólica). Este año hemos sido de los mercados mayoristas más caros de Europa, pero de precios hablaremos en la siguiente entrada.

Por ultimo veamos como de eficiente es cada tecnología, en el sentido de cuanto se genera de cada tipo con la potencia instalada en cada una de ellas. La gran vencedora es la nuclear debido a la poca gestionabilidad que se hace de ella en España (se tiene siempre a tope), siguiéndola a mucha distancia biomasa, carbón, cogeneración y la hidráulica del régimen especial. A la cola de todas se encuentran los ciclos combinados, lo que da una idea de la cantidad de potencia que sobra de esta tecnología.

Es curioso observar como la Termosolar es más eficiente que la fotovoltaica, o que la hidráulica del régimen especial es más eficiente que la gran hidráulica. O incluso, el mejor comportamiento de la termosolar frente a la eólica.