La lavadora de medianoche (II)

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Queridos lectores:

En la entrega de hoy de la serie «La lavadora de medianoche», Beamspot  analiza qué implica la variabilidad a lo largo del día de la producción eléctrica renovable. Un estudio muy revelador, que evidencia cómo la complejidad de la gestión de estos sistemas es bastante mayor de lo que se suele reconocer.

Les dejo con Beamspot.

Salu2.

AMT


La Lavadora de Medianoche en una Noche de Calma Chicha. 

Preaclarado.


Prólogo.

Esta entrada es una continuación de la anterior, dónde volveremos a analizar algunos datos de nuevo, pero bajo otro punto de vista, y dónde se hará algo más de hincapié en las tecnologías que tenemos suministrando electricidad en España en estos momentos.


Es necesario hacer este ejercicio de reanálisis bajo otro punto de vista, aunque sólo se mire ciertas partes de lo anteriormente analizado, para poder captar los detalles importantes que no se podían aprehender debido a la metodología utilizada.


Es necesario este trabajo para poder determinar con más detalle la situación, ya que sin este ejercicio de hoy no se puede entrar a explicar el siguiente bloque.


Y es que para entrar en la problemática que tenemos encima de la mesa, primero tenemos que ver los problemas concretos, que hace ya tiempo que existen, para luego entrar en cómo se solucionan, tanto antes cuando las renovables eran anecdóticas, como ahora que tienen un peso mucho más elevado.


Falacias.


En la anterior entrada se hizo un detallado desglose de la producción y consumo eléctrico de España, según datos de la REE en diversos períodos clave: otoño (por la subida de precios), solsticio de verano (pico de la producción solar), y solsticio de invierno (mínimo de la producción solar y máximos hidroeléctricos).


Parafraseando cierta cita de un profesor mío, todo ese estudio es falso.


O, dicho de forma más realista, los datos que presenta son correctos, pero son falaces, tremendamente falaces.


Eso es debido a un sesgo tremendamente habitual cuando se habla de electricidad, y que es que habitualmente se asocia electricidad a energía (habitualmente se habla directamente como electricidad = energía mientras se olvidan de otras fuentes de energía).


Ese es un gran error, y se puede apreciar en gran cantidad de sitios dónde se mezclan sin pudor MW con MWh.


Y es que la electricidad en realidad ES POTENCIA, no energía. Se obtiene energía al usar la electricidad durante UN TIEMPO.


Eso es clave, y es física pura de la básica: energía = potencia x tiempo.


MW son unidades de potencia.


MWh son unidades de energía: megavatios por hora, potencia por tiempo.


Casi todos los gráficos que se presentaron en la anterior entrada eran de energía diaria, GWh; sólo un gráfico presentaba lo que en realidad importa: potencia.


Es sumamente importante entender esto, porque es la base de toda esta serie de artículos.


No entenderlo significa perderse en los detalles y no entender lo más básico. Y ese es el gran error que tiene nuestra sociedad. Una vez esto se ha entendido, queda meridianamente claro que el asunto importante es el tiempo, esa es la clave.


El momento puntual.


¿Acaso no nos acordamos de que el precio no es el mismo a las 3:00 de la madrugada que a las 21:00 de la noche?¿Por qué eso?


Pues es muy sencillo: la electricidad es efímera. Sólo existe en el fugaz período de tiempo que tarda en viajar desde A, donde otra fuente de energía se transforma en una potencia concreta, hasta B, donde es consumida y transformada de nuevo en otro tipo de potencia, y todo ese viaje, a la velocidad (limitada) de la luz.


Si en B se demanda menos potencia que la generada en A, tenemos una subida de tensión. Si se demanda más, una bajada que puede llevar a un apagón.


La primera consecuencia, la más fundamental, la base sobre la cual se realiza todo el dimensionamiento del sistema eléctrico, es que la potencia generada y la potencia consumida deben ser iguales en todo momento, deben estar en equilibrio.


Un momento de desequilibrio y podemos tener problemas más o menos graves, que van desde los microcortes y bajadas de tensión imperceptibles, hasta apagones, o grandes subidas de tensión con aparejos ardiendo y demás.


Afortunadamente, esto último es poco común, pero cada vez más probable, como se explicará en el segundo bloque de esta serie.


Repito: un momento de desequilibrio, y se puede liar parda.


Little Data.


Por tanto, lo que en realidad importa es que pasa en cada instante: la potencia.


En la factura, nos cobran una parte fija en concepto de potencia instalada (y eso se analizará en el tercer bloque de esta serie), mientras que hay otra parte que es la energía consumida… y quizás repartida en franjas horarias, incluso con tarifas dependiendo del día y la estación.


Por eso es muy importante volver a ver algunas de las gráficas anteriores pero en formato potencia en lugar de energía producida.


La REE da varios tipos de datos, pero cuando uno se mira el consumo (que es lo mismo que la producción) diario, lo que da es potencia (y encima más de 24 horas) producida por tipo de central a intervalos de 10 minutos.


Si lo que se baja, que es lo que se analizó en la anterior entrada, es el consumo de varios días, lo que devuelve la REE en sus formatos de hoja de cálculo, es energía generada en total durante ese día. Un sólo dato por cada tipo de central por día.


Mucha menos información, interesante a la hora de facturar, pero bastante poco relevante (no del todo, ojo) en comparación con lo que importa a la hora de analizar la estabilidad de la red eléctrica, que es la potencia.


Así pues, para hacer el análisis presentado hoy, hay que bajarse los datos de producción/consumo diario para cada día de un intervalo, recortar las horas de antes y de después del día, y hacer un copia/pega en una nueva hoja de cálculo con muchísimos más datos para poder ver la evolución de la potencia entregada en cada momento durante varios días.


La REE tiene sus razones para hacer eso, puesto que concatenar estos datos fácilmente se sube a más de medio millón de valores para todo un año, a alrededor de 1872 datos por día. Eso en realidad todavía está (muy muy) lejos de ser realmente Big Data, pero para la mente humana es bastante.


Por eso nos centraremos en períodos de un par de semanas, que es bastante manejable.


Solsticio de Verano.


Para poder ver exactamente este tipo de falacia, veremos primeramente dos ejemplos de las dos semanas del 5 a 18 de Julio de 2021.


Son estas dos gráficas. Primero, la gráfica al estilo de la entrada anterior, de energía fotovoltaica:


Ahora, la que realmente importa, la de potencia ‘instantánea’ fotovoltaica durante esas dos semanas:

Pues bien, estas dos gráficas salen del mismo sitio, y a partir de los mismos datos y hechos. Ninguna es falsa estrictamente hablando.


Pero resulta obvio que no dicen exactamente lo mismo, a pesar de presentar la misma cantidad de energía. La de abajo es la que importa, dado que la electricidad es potencia.


Sin embargo, los defensores de las renovables sólo ven la primera, la de arriba: esconde lo que realmente importa, mientras da una apariencia muy irreal de lo que pasa de verdad.


Si nos atenemos a la de abajo, queda en evidencia que hay períodos en los que la fotovoltaica no produce nada de nada de nada. Es obvio, de perogrullo: de noche no hay Sol, así que no hay potencia.


Sin embargo la idiosincrasia de la electricidad es tajante: si no hay nadie que pueda suministrar, y evidentemente la fotovoltaica no puede, entonces tenemos un apagón.


Punto. No hay más.


La fotovoltaica NO nos puede dar lo que necesitamos.


Echemos una ojeada ahora a la que con anterioridad ya se vio bastante más aleatoria: la eólica. De nuevo, las dos versiones:

Según el método de las energías, a partir de los datos de la entrada anterior. Ahora, según la potencia, con datos más definidos:


Pues si en la entrada anterior ya se veía muy variable el viento, en esta nueva representación de exactamente lo mismo, sólo que con más datos, la cosa pinta muchísimo peor.


Sin embargo, mirando la gráfica de arriba, la que presentan pública e interesadamente los interesados en este tipo de tecnologías, especialmente la fotovoltaica, parece que no vaya a haber ningún tipo de problema. Por mucho que sea de sentido común que sí que hay un problema. Y un problema grave.


Ese tipo de manipulación a la hora de presentar datos que son medias verdades mientras ocultan lo que realmente importa es una de las características típicas de este tipo de políticas.


Es una falacia. Y que se obvie el sentido común es algo encima preocupante.


Vayamos ahora a los datos numéricos:


La fotovoltaica, como es lógico, concentra toda su producción energética en unas horas, llegando a picos de unos 9 GW. Es decir, ⅔ partes de la potencia total instalada de alrededor 13,715GW. Recordemos que es julio, justo tras el Solsticio, y que el sol está muy alto, en teoría, estamos en los meses de más producción del año… y de pico, sólo llega a ⅔ parte de lo que debería.


En cuanto a la eólica, se puede observar que hay días seguidos en los que, de media, no llega a 4GW, con un pico máximo de 14GW… que es la mitad de la potencia instalada de 27,983GW.


Con mínimos por debajo de 2GW, tenemos que durante cinco días la media de producción ha estado rondando los 4GW, es decir, el 7 y el 14% de la potencia instalada, respectivamente.


Para finiquitar la parte de renovables ‘clásicas’, es muy relevante esta otra gráfica, la de la producción termosolar con (algo de) almacenamiento:


De nuevo resulta fácil contar los días. También resulta fácil ver la potencia unos 2,2GW, muy cerca de la potencia máxima instalada de 2,3GW.

También es notable y fácil de ver la potencia instalada que puede producir a partir de energía almacenada: unos 750MW. Se observa en las ‘plataformas’ que se producen tras la caída del sol, las ‘bajadas’ tras los picos de máxima potencia.


También es muy notable la oscilación en dos días nublados, en que apenas se produce miseria en uno (un pequeño pico de 500MW) y bastante menos en otro (alrededor de 1,3GW de pico, con menos de 500MW tras la puesta del Sol).


Así mismo, es muy relevante que en en varias ocasiones el almacenamiento hace gala de desaparecer. Y también es relevante que siempre hay un gran pico de bajada antes de la subida.


Como contrapartida, veamos, resumido en una única gráfica, cuatro categorías más: nuclear, carbón, térmica renovable y cogeneración/residuos.

Como se puede observar, la diferencia con la gráfica de la entrada anterior es prácticamente nula. Las cuatro son prácticamente planas, y queda fácil de ver en qué momento y durante cuanto tiempo han habido una central nuclear parada.


Más detalles al respecto, en la línea de la nuclear se ve, se puede apreciar claramente, que la puesta en marcha de la central parada no es inmediata, no es una subida brusca, es una rampa, mientras que la parada sí que es una bajada brusca. Ese es un detalle cualquier cosa menos nimio: tarda más de 20 horas en volver a producir a tope.


Otro par de observaciones se refieren a las (afortunadamente) bajas cantidades de producción de carbón y térmica renovable. Lo del carbón, es obvio: es el mayor emisor de CO2 que hay. Lo de la mal llamada térmica renovable, es que es otra energía que quema biomasa (es decir, CO2 sustraído de la atmósfera) y también emite más CO2 aún por MWh que el propio carbón, mientras además se encarga de deforestar el mundo: es probablemente una de las peores apuestas ‘renovables’ que hay, y afortunadamente muchas entidades ecologistas ya se han dado cuenta del error.


Vayamos ahora a por cuatro gráficos más sumamente relevantes y que forman el núcleo importante de toda la temática a explorar en los dos primeros bloques de esta serie (y que tiene enormes repercusiones en el resto). La explicación ‘dura’ se deja para más adelante, pero es muy relevante el empezar ya mismo a analizarlas.


Primero, la producción/consumo total de potencia. Recordemos que se consume exactamente lo que se produce.


Contar los días aquí es prácticamente inmediato. Una ojeadita rápida revela algunos detallitos: los fines de semana son fáciles de reconocer por una demanda de potencia más baja, entre semana el pico de consumo está alrededor del mediodía, mientras que los fines de semana el pico está, sobre todo los domingos, tras el anochecer, y de noche cae mucho la demanda: de picos de alrededor 35GW se baja a valles de menos de 25GW, un 71% del máximo.


Aún así, hay ciertos detalles que son muy difíciles de observar a simple vista en esta gráfica. Eso, igual que las implicaciones de todo ello se dejan para más adelante.


Vayamos ahora a por los ciclos combinados.

 

La variabilidad vuelve a ser enorme, superior a la fotovoltaica y la eólica. Sin embargo, la diferencia entre picos es mucho menor. En ningún momento llega a cero como la fotovoltaica (es decir, NUNCA SE DEJA DE CONSUMIR GAS). La diferencia entre el pico máximo de 7,5 GW y el mínimo, inferior a 1GW es bastante elevada, con un mínimo alrededor del 15% del máximo.


Aún así, lo más destacable es que la potencia de pico es de poco más de una cuarta parte de la potencia instalada: 7,5GW/26,25GW, como el 28%… de pico máximo!!! De mínimo… 1GW/26,25GW, menos del 4%.


El uso de las centrales de ciclo combinado es muy bajo. Una cosa buena: se quema menos gas. Las cosas malas… pues de esto va toda esta serie.


Veamos ahora la penúltima gráfica relevante de estas dos semanas, la hidroeléctrica:


Si uno se fija un poco, se pueden contar los días de forma fácil, muy fácil. Es sumamente oscilante. Y, lo más llamativo de todo es que produce ‘potencias negativas’.


Ese par de picos (uno pequeño, uno grande, y un tercero apenas discernible si es que llega a ser negativo) que la potencia baja por debajo de cero, significa que en lugar de producir está consumiendo: se está bombeando agua


Un análisis pormenorizado del uso de la energía hidroeléctrica sería muy extenso, así que algunos detalles como el tema de sequía y gestión del agua para otros usos se dejarán de lado al salirse de la temática.


Para el final, se verá una gráfica que se dejó de lado anteriormente por parecer irrelevante. Nunca lo ha sido, especialmente en el caso que nos interesa. Se trata de los intercambios internacionales.


La media de energía de estos intercambios internacionales es muy baja, de ahí que en el estudio anterior por energía fuese despreciada. Es otro caso relevante que apenas merece atención en muchos casos, pero, como ya se ha demostrado, cuando se entra en el detalle de potencia instantánea la cosa cambia mucho, toma más relevancia.


Como se verá algo más adelante, la relevancia de estos intercambios internacionales es elevadísima, uno de los puntos más importantes. Sin embargo, que en el caso español sea relativamente reducida, como algunos ya han dicho, tiene también cierta importancia.


Es la razón por la que se considera a España una ‘isla energética’ en cuanto a electricidad. Y eso tiene sus cosas buenas y sus cosas malas. De nuevo, estamos ante el corazón de la problemática.


En cuanto a la gráfica en sí, se puede observar cómo hay fuertes variaciones que van desde 2GW positivos a 3GW ‘negativos’. Los positivos son potencia extranjera que entra, mientras que los negativos es generación nacional que se exporta.


La media es aproximadamente cero. De hecho, en los datos de energía que da la REE ni siquiera aparece.


Otro detalle que se omite.


Hasta aquí el análisis de lo que son dos semanas de verano.


Solsticio de Invierno.


Tomemos ahora un pack de datos del invierno de 2020 a 2021, concretamente en el período del 4 al 17 de Enero de 2021.


Empecemos esta vez por la eólica.

 


 

Lo que más destaca, es que su variabilidad es más lenta, la potencia es más sostenida, pero volvemos a bajar durante un período de tiempo por debajo de los 4GW, mientras que los picos están por debajo de 12GW, de nuevo una situación similar a la del julio posterior, incluso ligeramente peor.


En este caso no se puede decir que ‘en invierno hace más viento’.


Cabe estacar algunas subidas y bajadas muy rápidas.


Pasemos pues a las dos tecnologías solares, primero la fotovoltaica:


Y luego la termosolar:

 

Cabe destacar que los picos de la fotovoltaica están bastante por debajo de los homólogos de julio: 5GW frente a 9GW… menos de la mitad de la potencia instalada. También son más estrechos, con lo que la energía total producida es todavía menor al estar menos horas produciendo.


Y eso, si observamos los días soleados, que si miramos los nublados la cosa se queda en menos de 1GW de pico… y en nada en la termosolar.


Esta última se observa todavía más variable, con picos que a duras penas llega a 1,5GW de los 2,3GW instalados, pero lo que más llama la atención es la nula producción tras la puesta del sol. Simplemente no hay energía acumulada que se pueda usar de noche ni para cubrir ningún pico. Además se puede ver que la forma de los picos es bastante ‘curiosa’ con un chaflán en la parte superior.


Vayamos al otro extremo, y volvamos a mirar las ‘fijas’: nuclear, cogeneración, carbón y térmica renovable.

De nuevo, parada de una nuclear y clara rampa de subida de la misma para volver a producir. De nuevo, cogeneración y térmicas renovables planas.


La nota (negativa) la pone el carbón, que varía bastante, además de subir y llegar a cotas en las que no se estuvo en el julio que siguió a ese enero. También se nota más la variabilidad del mismo, especialmente la velocidad de las bajadas, si bien hay al menos una subida bastante más acelerada que en el caso de la nuclear.


Veamos ahora el total producido/consumido.


De nuevo se pueden observar los fines de semana, y en este caso además un miércoles festivo: 6 de Enero. Además, a diferencia del verano, se observan dos picos de consumo.


También se nota una diferencia en cuanto a consumo de pico diario, superando ampliamente los 40GW, mientras que el consumo nocturno se mantiene alrededor de los 23GW, ligeramente inferior al consumo de los valles del verano que siguió. La diferencia en amplitud es más que notable: de noche se consume alrededor del 55% de la potencia que durante el día.


Y para acabar, la tríada de gráficas que también cerró el apartado anterior. Ciclos combinados:

 

 

Hidroeléctrica:

 


 

E intercambios internacionales:


Se observa que los ciclos combinados vuelven a tener una gran variabilidad, pero con utilización igualmente baja. Destacable un par de ‘valles planos’ sin apenas variabilidad durante esos valles, y, de nuevo, el hecho que nunca produce cero, nunca tenemos todas las centrales de gas paradas. 


Aún así, un pico claramente por encima de los 8GW y varios por encima de los 6GW ponen la producción de pico por encima de la veraniega.


De la hidro se puede observar claramente la oscilación diaria, incluso con un par de ‘ceros’ (uno de ellos presumiblemente ‘negativo’). La producción es claramente más elevada que durante el verano, con varios picos claramente en los 10GW (de los 17GW instalados) y de forma más sostenida, mientras que en julio apenas llegarían a 6GW.


De los intercambios internacionales, sin embargo, lo que destaca es que la media es claramente la importación de energía de fuera (muy probablemente nuclear francesa), así como una enorme variabilidad que llega a superar los 6GW de potencia de pico en algunas ocasiones, y en no pocas los 5GW.


Para entender un poco mejor la idiosincrasia de estos intercambios internacionales, así como la absurda volatilidad de los ciclos combinados, la hidroeléctrica, y dichos intercambios, hace falta analizar un poco más cómo funcionan tanto la fotovoltaica como la eólica… como la curva de demanda que hay que satisfacer.


Cuack.


Empecemos por la fotovoltaica. Es un caso bastante paradigmático, y bastante extendido como para que hasta se le dé un nombre: la curva del pato.


Eso se debe a la forma que tiene, como se puede ver en la imagen adjunta, no a otra cosa. Esa gráfica se produce de extraer de una curva de demanda típica, la línea superior, la parte de producción fotovoltaica correspondiente, que es el ‘cuerpo’ del ‘pato.


La forma nos debería ser conocida: es la misma que puede verse en la primera entrada de esta serie.


Pero dejémonos de ánades y veamos con más detalle las dos curvas del pato que en realidad nos interesan, extraídas de los datos de la REE

Es importante hacerlo con dos casos diarios de dos días de ambos extremos del año en cuanto a exposición solar: cerca del solsticio de verano, y cerca del solsticio de invierno: los 22 de junio y de diciembre de 2021, respectivamente.

Como se puede ver, poca ‘curva del pato’ se puede apreciar directamente. Para que se pueda constatar más fácilmente, la parte de solar es de un patoso color naranja.

Aún así, conviene simplificar y ponerlo claro, invierno y verano:





 

 

 

Sólo para hacernos una idea de qué pasaría si multiplicásemos por siete la potencia solar instalada, es decir, en lugar de 13716MW, pasásemos a 96 GW. Recordemos que el pico de demanda está en poco más de 40GW, es decir, la mitad de la potencia fotovoltaica de esta suposición. De nuevo invierno y verano:



 

 

La línea roja es la potencia que habría que generar por otros medios.


Si, es correcto: instalando el doble de la potencia de pico demandada, en invierno no llegamos a cubrir la demanda durante el día, si éste está soleado. Y en verano, nos sobra potencia que algo hay que hacer con ella. Esa potencia de sobras es otro tema: la ‘curva de Nessie’ (es decir, la curva del monstruo del lago Ness, que está medio ‘sumergido’).


El resto del día… habrá que apañárselas. La diferencia verano/invierno es más que patente, así que cabe pensar que algo hay que hacer con la estacionalidad también.


Ojo, eso suponiendo días soleados, y con el doble de potencia fotovoltaica instalada que el pico de demanda.


En comparación, con sólo 60GW de ciclos combinados cubriríamos todos los días a todas las horas, incluyendo paradas técnicas de las centrales.


Sin embargo, ahí no radica el problema de ‘la curva del pato’. Pero… ¿por qué se ha hecho ‘famosa’ esta curva?¿Cuál es la razón, la importancia que tiene con la estabilidad de la red eléctrica?


Bueno, ya se ha insistido en esta entrada, y en la anterior, en la variabilidad de la producción. Y de esto va toda esta serie: de variabilidad.


La explicación para la ‘curva del pato original’, es decir, para el caso de California, que es dónde se originó, se puede observar en la imagen de la derecha.


El problema es que hay que poner en marcha 13GW de potencia en tres horas. Más del doble de las que están funcionando al mediodía. 13GW de potencia despachable en muy poco espacio de tiempo. Recalquemos esto de despachable, controlable.


Para entender mejor la (compleja) problemática de la estabilidad de la red, podemos empezar con una explicación simple a partir de unos sencillos ejemplos.


Lo más básico: tenemos una casa que no tiene conexión a la red eléctrica, y queremos cocinar con un horno de 1,5KW. La electricidad supongamos que la pone un alternador de 2KW.


El horno funciona con un termostato: cuando la temperatura sube por encima de cierto nivel, se para la resistencia eléctrica, mientras que cuando cae por debajo de otro cierto nivel, se vuelve a activar dicha resistencia. Es decir, el consumo viene y va según necesidades.


La alternadora tiene un sistema de control que supervisa la tensión (y otros parámetros que veremos en el siguiente bloque), y se auto regula. Cuando el termostato activa la resistencia, pues la alternadora compensa ‘dando más gas’. Cuando la resistencia se desactiva, ‘quita el pié del acelerador’.


Supongamos ahora que ponemos un panelillo fotovoltaico de 1KW. Cuando el horno ‘entra’, si hace sol, el panel no es capaz de soportar la potencia, así que hay un apagón. Si tenemos la ‘burra’ (apelativo popular para un alternador), ésta se tiene que poner en marcha (si no lo estaba), con lo que el apagón dura un tiempo hasta que la alternadora es capaz de suministrar la potencia requerida. Si está en marcha, simplemente compensará.


Cuando ‘salga’ el consumo del horno, pues la alternadora volverá a compensar, incluso parándose.


Ahí tenemos el primer punto importante: la fotovoltaica no compensa ni regula nada. No genera ningún tipo de estabilidad eléctrica. No ajusta la potencia entregada: siempre da toda la posible. No sólo es intermitente, no aporta nada a la estabilidad de la red.


Pero hay otro detallito más a añadir. Si cuando el horno está funcionando, con el panel a tope, y la alternadora ayudando, si pasa una nube, el panel deja de producir, y la alternadora tiene que volver a compensar.


Si el consumo total es superior a lo que la alternadora puede dar en el momento en que pasa la nube (supongamos que aparte del horno tenemos una estufa de 1KW: en total 2,5KW, con una alternadora de 2 y un panel de 1), entonces tenemos otro apagón porque la alternadora no es capaz de compensar.


Dicho de otra manera: los paneles fotovoltaicos no sólo no generan estabilidad, generan inestabilidad. Cualquier nubarrón es inmediatamente traspasado a la red eléctrica en forma de inestabilidad que tiene que compensarse con algún sistema de control.


Así pues, lo que debe quedar meridianamente claro es que lo que hace que tengamos una red eléctrica funcional en casa son los sistemas controlables que son capaces de compensar no sólo la variación de consumo, ahora también la variación de producción que introduce la fotovoltaica (y como veremos también, todas las renovables eléctricas intermitentes, empezando por la variable eólica, pero también por la térmica solar de concentración).


Ahí es dónde está el problema con la curva del pato. Que no sólo aporta energía, es que estresa la capacidad de producción.


Para evitar un apagón cuando se va el Sol, hace falta controlar la puesta en marcha del doble de la capacidad de producción que estaba en funcionamiento al mediodía: eso es la curva del pato (californiana).


Pero además de la variación, está el tema tiempo que tanto se ha reiterado, y por tanto, la velocidad de variación. En matemáticas esto tiene un nombre bastante explícito: la derivada, pero dado que en este caso estamos hablando de datos discretos en el tiempo en una hoja de cálculo, se trata de algo tan sencillo como la diferencia de potencia entre dos medidas (casillas) consecutivas.


Veamos el caso de la variación de potencia a intervalos de 10 minutos, para invierno y para verano respectivamente.

La mayor diferencia que se puede encontrar, es la extensión horizontal, es decir, las horas que hay entre que sale el sol y se pone. El sol sale a las 8:10 en invierno y a las 6:50 en verano, mientras que se pone a las 18:40 y a las 21:30, respectivamente.


En lo que respecta en la variación, sin embargo, se puede ver que los picos de inicio y de final son prácticamente idénticos, y la diferencia es el tramo intermedio, más aplanado.


Estas dos curvas se corresponden con días aproximados al pico de demanda de invierno y de verano, respectivamente el 17 de enero y el 17 de julio. Sin embargo, se han elegido estos dos días en concreto por otra razón: son las más ‘limpios’. Más detalles sobre esto en breve.


Los valores que aparecen a la izquierda son en MW. En ambos casos se puede ver que la subida de producción (eso es lo que significa que sea positivo al principio) llega a 500 MW, mientras que la bajada de producción (eso es lo que significa que sean negativos, por debajo de la horizontal) llega igualmente a -500MW.


Ojo, 500MW de diferencia en 10 minutos de diferencia, que equivalen a 3GW de variación la hora. Da igual si es verano o invierno, pero la variación máxima es de 3GW/h. Eso es lo que impone la fotovoltaica al sistema de producción controlable.


Recordemos que en verano el pico de producción está fácilmente en los 9GW, y en 5,5GW en invierno.


Pero hemos puesto un ejemplo en el que una nube causa estragos en una situación muy puntual. Pero ¿cómo afecta esto en un caso más general? Pues bien, si ya se ha dicho que los dos ejemplos que se han puesto se han elegido por algo, por ser ‘limpios’, veamos ahora un caso real un día algo nublado: el día de San Fermín de 2021 (7/7/2021), un ‘caso sucio’:



 

En este caso se puede ver que, un día de verano, hay variaciones muy bruscas, muy rápidas debidas a las nubes. Y todo eso se tiene que controlar. Todo eso que parece suciedad, es exactamente ‘suciedad eléctrica’ que mete la fotovoltaica y que se tiene que compensar mediante sistemas controlables.


Sí, puede que ayuden en la generación, pero en lo que es mantener estable y funcional la red eléctrica queda demostrado que no, que de eso nada.


Podría pensarse que es un caso particular. Hagamos el ejercicio con los datos de las dos semanas de verano y de invierno (respectivamente) que se han puesto de ejemplo antes y veamos la realidad:

 

Se puede observar que más de la mitad de los días se presenta este tipo de ‘suciedad’, curiosamente hasta más en pleno mes de Julio.


El caso es interesante, y abre la puerta a otro tema importante que hay que desarrollar. Veamos un caso particular de un sólo panel en dos días diferentes, uno soleado y otro nublado

 


De la gráfica se puede concluir que el día soleado fue más corto que el nublado, y, sin embargo, produjo más energía. De la forma de la curva ‘soleada’, también se puede inferir que se trata de una instalación fija con una orientación ‘estándar’, sin seguidor solar, y orientada hacia el sur – suroeste: el pico se produce hacia las 14:00. Alternativamente, depende de la hora legal contra la hora solar (eso del horario de verano y de invierno).


La variación que se advierte en el caso nublado, bastante fuerte y con muchos picos, insinúan una nubosidad variable, que suele ser el tipo más habitual. La ventaja de este tipo de nubosidad, es que es ocupa relativamente poco espacio en el cielo, dejando claros en zonas, mientras que otras están nubladas.


Los defensores de la fotovoltaica insisten en que integrando la producción de varios lugares separados esta variabilidad se reduce (igual que se reduce la potencia suministrada, ojo: hay instalaciones que no producen nada).


Ese es el concepto de la ‘integración espacial’: la instalación ‘nublada’ está cubierta por otra instalación que está varios Km lejos y que está ‘soleada’.


Pues bien, las gráficas expuestas dejan claro que esta ‘integración espacial’ deja que desear, no tanto por el pico de producción, sino por la ‘porquería’ o variabilidad que genera en la red eléctrica.


Por supuesto, la siguiente contrapartida ofrecida por los pro renovables es ampliar el área de integración. Algo que, además, depende de cómo sopla el viento.


Voluble como una veleta.


Por supuesto, esto nos lleva a la siguiente forma predilecta de los defensores de las renovables eléctricas intermitentes: la eólica.


La variabilidad de la eólica en toda España ha quedado patente ya en estos dos estudios, a pesar de integrar la producción de toda España. En este caso, al igual que para la fotovoltaica, se pretende ‘integrar espacialmente’ la producción de todas las renovables en un ámbito mucho mayor que no la península ibérica: como mínimo toda Europa.


Se han dado muchos pasos a tales efectos, con sus efectos colaterales que se explicarán más adelante. Sin embargo… de poco va a servir. De hecho, esa integración es en parte responsable de los récords de precios de la electricidad precisamente en toda Europa. De nuevo, una gráfica nos puede echar una mano:


Esta gráfica viene de un estudio que se puede encontrar aquí, aunque tiene unos años y muchas de las gráficas han desaparecido. Una actualización con más países europeos ‘integrados’ demuestra lo mismo. En dicho estudio se van poniendo las producciones eólicas (en potencia) de diferentes países europeos bastante dispersos, como el Reino Unido (UK), Alemania, España, Suecia, Finlandia…

El resultado es que se da en bastantes ocasiones que el viento no sopla en toda Europa. Ese caso se suele dar en particular a finales de verano, con el Anticiclón de las Azores desplazándose hacia el centro de Europa. Pero en ese último estudio en diez días, del 20 de enero de 2016 al 30 del mismo mes, la situación se da la vuelta totalmente, hasta el punto que la interconexión no sirve en ninguno de los dos días.


El problema de la subida de precios fue que en septiembre y octubre no hacía viento en toda Europa, ni siquiera en la ventosa costa irlandesa, así que no hubo eólica que nos generase nada.


Sí, la integración a escala europea de algo sirve, y a las gráficas me remito, pero no lo arregla todo, y en ciertas temporadas, no sirve de nada. De hecho, es bastante habitual que a medida que se amplía más la zona de integración, menos se mejoran los resultados.


Sin embargo, los problemas que causa dicha integración son graves, y forman parte de este análisis.


Aún así, la eólica tiene una cierta particularidad en ciertas circunstancias que causa problemas todavía más graves: cuando sopla demasiado viento.


Ese caso es bastante particular debido a que cuando el viento supera cierta velocidad, los aerogeneradores se paran para protegerse y no romperse. Pero dada la tendencia a poner los aerogeneradores juntos, y añadiendo el ‘efecto dominó’ (al pararse el primero, deja pasar más  aire que va al segundo – aguas abajo, parando ese, etc), el resultado es que en varias ocasiones al año los parques eólicos paran toda su producción en menos de 5 minutos.


Incluso se llegan a afectar varios parques a la vez, con bajadas de producción del máximo de dichos parques a 0, que pueden significar caídas de más del 95% de toda la potencia eólica en menos de diez minutos.


Ese caso se da varias veces en Australia, siendo el causante de varios apagones, incluso severos, en esa isla. Apagones que forzaron a tomar una medida drástica: la instalación de la ‘megabatería’ de Tesla en esas tierras.


Continuando con el estudio de variabilidad de la solar, vale la pena poner el mismo tipo de gráfico, sólo que no tiene ninguna utilidad el hacerlo diario. Veámoslo pues para las dos semanas que se han visto antes. Verano:

 



E invierno:



Si la solar era variable, esta no lo es menos, pero encima es aleatoria, menos previsible.


¿Se puede conseguir alimentar toda nuestra electricidad actual mediante la mezcla de solar fotovoltaica + eólica?


Bueno, hagamos una simulación, dónde tanto la solar fotovoltaica como la eólica se multiplican por cuatro la potencia actual instalada, y contrastemos con el consumo, a partir de los datos que tenemos ahora (eso es mucho suponer, ya que los parques eólicos actuales están en las mejores ubicaciones, y cuadruplicar la potencia instalada en realidad implicaría tirar de ubicaciones menos aprovechables).


Veamos los resultados para las dos semanas de verano:


A pesar de tener energía de sobras, resulta que la mayoría se desperdicia, y aún así tenemos varios apagones nocturnos (15 como mínimo, cinco de ellos de toda la noche). Lo primero que se ve es que de fotovoltaica iríamos sobrados, pero faltos por las noches (eólica?) Y eso en verano.


¿Y en invierno?

 

 

De nuevo apagones, sólo que en este caso toda la semana de Reyes estaríamos sin luz, días enteros.


Para poder cubrir esos días no nos bastaría con la eólica instalada, habría que duplicar dicha instalación.


Recordemos que la simulación se hace con casi de 112GW sólo de eólica (casi tanto como potencia total instalada tenemos ahora), más 54,86GW (un 25% más que el pico de demanda) de solar, que hacen un total de 166,797 GW de potencia renovable instalada. Cuatro veces la demanda de pico. O sea, se utilizaría como mucho el 25% de la potencia instalada.


¿Alguien decía que la electricidad es eficiente?


A pesar de todo esto, queda obvio que o tenemos sistemas despachables además de la tremenda sobrecapacidad renovable, y/o tenemos sistemas de almacenamiento que puedan almacenar la energía necesaria para varios días, no horas.


Además, la variabilidad (esa ‘suciedad o ruido eléctrico’) también se multiplicaría por 4.


Y aún no nos hemos metido en los problemas de inestabilidad que hay ya, cosa que dejamos para el siguiente bloque.


Saludos,


Beamspot.

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