La pregunta que se hace el estudio de la Universidad Pontificia Comillas es dónde está el límite del sistema si empezamos a prescindir de las tecnologías térmicas clásicas (nuclear, carbón y gas natural). Dónde está el límite y cuáles son las necesidades del sistema. El estudio se centra en tres temas técnicos: uno, las necesidades de flexibilidad (cómo atender a las rampas, es decir, cómo evitar que se nos caiga el sistema cuando anochece y de repente se “apagan” las fotovoltaicas). Segundo tema: cobertura de la demanda. ¿Cómo vamos a cubrir la demanda? Y tercero: cómo queda la estabilidad del sistema desde un punto de vista de frecuencia/potencia (que es lo que gestiona el operador del sistema) si vamos descarbonizando y empieza a desaparecer la inercia, la reserva rodante.
Los autores del estudio han tomado el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (Pniec versión 2020) y se han puesto a hacer números. Se han puesto a medir rampas y a hacer números (por rampa se entiende la bajada de la fotovoltaica al anochecer o la subida de la generación solar al amanecer); y lo que han observado es que en 2019 había una rampa al amanecer, de bajada, de 4.200 MW. Y que al atardecer la rampa era a subir, y las necesidades, 5.600 MW (año 2019).
A continuación, Comillas y Protermosolar han estimado las rampas de 2030 partiendo del escenario propuesto por el Pniec 2020, que entraña mucha más potencia renovable instalada. Y resulta que, como habrá mucha más fotovoltaica (variable por naturaleza, como la eólica) el fenómeno se acentúa: crecen las rampas. Hasta -10.700 megavatios (rampa a bajar) y +12.700 (rampa a subir). ¿Y qué tecnologías pueden responder a ese fruto de la mayor presencia renovable? Pues Protermosolar, que ha elaborado el estudio junto a la Pontificia, asegura que con sus centrales, las termosolares con sistemas de almacenamiento, podríamos reemplazar al gas en esas horas críticas del atardecer y el amanecer. Pero no solo, porque también pueden valer los bombeos o la hidráulica clásica, por supuesto, vienen a apuntar (y a abundar) desde la asociación.
El segundo asunto objeto de atención ha sido la cobertura de la demanda. Los autores del estudio han comprobado que solo durante unas pocas horas al año el sistema requiere de mucha potencia. La pregunta ahí es: ¿cómo se comporta el sistema para cubrir las 600 horas de demanda más críticas? ¿Y cómo se cubrirían las 300 horas de demanda más crítica?
Vamos por partes: el factor de capacidad se calcula dividiendo la energía real generada por la central eléctrica durante un año y la energía generada si hubiera trabajado a plena carga. La nuclear, que no está aquí (en la tabla de las Rampas, a la izquierda), tiene un factor de capacidad muy alto. Pero los autores del estudio han querido eliminarla de la ecuación y averiguar, ¿cómo se comportarían las soluciones limpias? ¿Cómo lo haría la hidráulica, y el bombeo, y la termosolar, y las baterías?
El estudio reconoce dos efectos curiosos. Las baterías son bastante estables en cuanto a su contribución. Si reparamos en los tres escenarios, su comportamiento es muy estable, tanto para la demanda de todo el año, como para las 600 horas de mayor demanda, o las 300 horas de mayor demanda.
No sucede así con la hidráulica, muy desigual (véase la barra gris, lejos de las barras azul y naranja). La contribución hidráulica en todo caso es muy alta en las horas críticas, que son las que nos interesan aquí, casi tan alta como la que da el bombeo. Y la termosolar se comporta (como el bombeo) tanto mejor cuanto más críticas son las horas en las que es necesaria. Porque es capaz de estar presente en las horas más críticas, las horas en las que hay más demanda. ¿Conclusión? El factor de producción de la termosolar es de los más altos. Y es equiparable a las plantas hidráulicas con bombeo. La termosolar es capaz de estar muy presente en las horas de mayor demanda del sistema.
Bajando al megavatio. Si en 2030 hubiera 7.300 MW de termosolar (objetivo fijado en el Pniec de 2020), pues esos 7.300 serían capaces de aportar un 52%, unos 3.650 MW de termosolar en las 300 horas más críticas.
Frecuencia
Y, por fin, tercer asunto objeto del estudio: la frecuencia. Generación y demanda tienen que ser iguales en todo momento. Cuando eso es así, nos encontramos 50 herzios de frecuencia de funcionamiento. Si la generación es mayor que la demanda, nos vamos a 50,001, 50,002 herzios. Si la demanda es mayor que la generación, nos vamos a 49,998, 49,997 herzios. Bajar de 49 herzios es gravísimo y subir a 51 también. En el día a día estamos en 49,99999, 49,99998, 50,0002… Esas son las oscilaciones diarias. Si por ejemplo se desconecta una nuclear de manera no programada, porque tiene algún problema técnico y nos quedamos de repente con mil megavatios menos, la frecuencia cae. Pero el sistema se tiene que equilibrar. Y deprisa además. Y para ello lo primero es la inercia.
Grosso modo lo que vendría a suceder de inmediato es que la energía cinética acumulada viene a compensar esos mil megavatios. Echemos mano de una metáfora: imagínese que el sistema eléctrico es como un colchón de muelles en el que cuelga, de cada uno de los muelles, una bola. Unas bolas serán más pesadas (una nuclear), otras, más ligeras (un parque solar de cinco megas). Si una bola cae, el colchón se desequilibra (las bolas se balancearían), pero la inercia pronto volvería a equilibrarlo todo. Lo que ocurre es que solo con la inercia no es suficiente. No recuperamos los 50 hercios de frecuencia. Así que hay que echar mano de lo que se llama la respuesta primaria, la reserva primaria del sistema: centrales que empiezan a producir para reponer esos mil megavatios que hacen falta: una hidráulica que abre el grifo. La inercia vendría a frenar y la reserva primaria empezaría a arreglar el problema. La inercia sería algo físico. La reserva primaria depende del operador, y es un mecanismo obligatorio, no remunerado, y típicamente lo dan las plantas térmicas convencionales: la termosolar, el carbón, el gas. La nuclear tiene poco margen, por motivos técnico-económicos. Grosso modo no puede estar parando y arrancando, parando y arrancando.
¿Horizonte?
Siempre los 50 hercios. Como entre las dos –inercia y primaria– no alcanzan el listón de los 50 hercios, entra la reserva secundaria, otro mecanismo. Pueden ofrecerla también la eólica y la fotovoltaica. Requiere de unas competencias técnicas, y de unos requisitos, que previamente tienen que ser validados y habilitados por el operador del sistema (Red Eléctrica de España). Es la reserva secundaria. Más potencia. Hasta que llegamos a los 50 hercios. Pero, ¿qué ocurre si, una vez hemos usado las reservas que teníamos en el sistema… nos encontramos… con otro problema? Pues para eso está la reserva terciaria, que entra en el sistema para volver a tener un colchón por si pasa algo. La reserva secundaria y la terciaria están remuneradas. Es lo que Red Eléctrica de España llama servicios de ajuste. Los otros dos son obligatorios y no están remunerados. Así lo establece la normativa (ahora por cierto se está intentando además que también la demanda participe en los servicios de ajuste).
Pero estábamos en el estudio de Comillas, de la prestigiosa Universidad Pontificia. Los autores han evaluado las necesidades del sistema eléctrico español y han llegado a la conclusión de que el sistema requiere 28,5 GWs (gigavatios segundo) de energía cinética (inercia) y 3.562 MW/Hz de reserva primaria para control de frecuencia. Para que no haya un blackout. Pues bien, establecido esto, Comillas y Protermosolar se han puesto a continuación a hacer las cuentas. Si cada central nuclear (en España tienen un tamaño de algo más de 1.000 MW), es capaz de dar 4 gigas segundo, y en España hay siete reactores nucleares (algo más de 7 gigas), salen 28 GWs. O sea, que la inercia del sistema estaría resuelta con el parque nuclear. Si la cuenta la hacemos con centrales de ciclo combinado (el factor es 2,7 GWs por cada central típica considerada, de unos 600 megavatios), harían falta 11 centrales de ciclo combinado para asegurar la inercia (unos 6.600 megavatios de potencia de gas natural). Eso… si la inercia… queremos resolverla… exclusivamente con nuclear o… exclusivamente con gas.
Y luego está la reserva primaria. Los autores del estudio han evaluado y han llegado a la conclusión de que en España hacen falta 3.500 megavatios por herzio. Y otra vez a hacer las cuentas: cada central de gas de 600 MW puede aportar 300 megas por herzio. ¿Conclusión? Hacen falta once o doce centrales (unos 7.200 MW) para asegurarnos esa reserva primaria. Primer apunte: inercia y reserva primaria pueden aportarlas otras centrales, otras tecnologías. O sea, que no hay por qué encasquillarse en nuclear y/o gas. Segundo apunte: ¿por qué el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima horizonte 2030 prevé para ese año… 26.000 megavatios de ciclos combinados, 26.000 megavatios de gas natural? ¿Por qué 26 gigas si valdría con 7,2?
Escenarios
El estudio plantea cinco escenarios a 2030 en los que España está desconectada del sistema eléctrico europeo y, además, a los que aplica una caída de 2.500 megavatios, lo que vendrían a ser dos centrales nucleares y media (véase la tabla de la página anterior). El óptimo para superar esa situación quedaría así: 3.000 megavatios de nuclear, 3.000 de ciclos combinados (gas natural) y 7.000 de termosolar (+2.300 de hidráulica, año seco). Esa es la mejor solución para recuperar la frecuencia en caso de caída de 2.500 megavatios y desconexión con Francia. Nada que ver, pues, con el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima, que acaba de ser revisado (se han modificado los objetivos eólico y fotovoltaico al alza), pero que sigue apostando (como el anterior, como el Plan aprobado en 2020) por un parque de ciclos combinados desmesurado (26.000 megavatios).
El Plan ahora revisado, además, ha introducido un recorte: a la termosolar, que antes tenía fijado como objetivo 2030 los 7.300 megavatios de potencia operativa para esa fecha, y ahora, en este Plan revisado, reduce su ambición termosolar hasta los 4.800.
Las “renovables de carácter intermitente” (por la eólica y la FV), “al no aportar firmeza y reservas de operación –dice Protermosolar–, no desplazan a las tecnologías fósiles convencionales y, por tanto, el sector eléctrico actualmente se está descarbonizando en energía, pero no en potencia”. O sea, que cada vez hay más potencia en el sistema, pero que toda esa potencia tiene el mismo perfil (no almacena).
Pues bien, en ese marco, el estudio realizado por Protermosolar y la Universidad Pontificia Comillas analiza como se ha visto qué necesidades presentará el sistema eléctrico a 2030 en lo que se refiere a los tres ejes fundamentales susodichos: la flexibilidad, la cobertura de la demanda y la seguridad y estabilidad de frecuencia del sistema eléctrico. En lo que respecta a la flexibilidad –insisten desde Protermosolar–, está previsto se dupliquen las necesidades de rampas a bajar en el amanecer (comienzo de producción solar) y de rampas a subir en el atardecer (cuando desaparece la producción solar fotovoltaica). Rampas a bajar (cuando sale el Sol y todo el parque solar fotovoltaico comienza a inyectar electricidad en la red) y rampas a subir (cuando comienza a anochecer hasta que se “apaga” por completo el Sol y dejan de inyectar electricidad todos los parques FV de la nación).
Conclusiones
Pues bien, Protermosolar postula su tecnología para atender esas dos situaciones, que requieren de una flexibilidad que tanto tiene el gas como la termosolar: si se instalan –dice la asociación- los 5.000 megavatios previstos de aquí a 2030 [tal y como planteaba el Pniec de 2020] “dichas rampas, que serán cubiertas en un 40-50% por las centrales de gas, pueden ser sustituidas en su totalidad por centrales termosolares”. En su totalidad. La termosolar –concluyen desde la asociación– puede efectivamente dar soporte a la rampas que va a necesitar el sistema eléctrico, rampas que van a ser cada vez más importantes (se van a duplicar) habida cuenta del crecimiento de los parques eólico y FV.
En cuanto a la cobertura de la demanda, el estudio de la Universidad Pontificia Comillas concluye que las centrales de bombeo y termosolares con almacenamiento térmico presentan factores de capacidad superiores al 50% entre las 300 y las 600 horas anuales más críticas de demanda, “horas de máxima demanda neta (demanda crítica) que es la demanda bruta una vez descontada la generación intermitente (eólica y fotovoltaica)”. Y el factor de capacidad –tal y como ya apuntamos– se mide como la energía máxima entregada en un periodo respecto al máximo producible por su potencia instalada. O sea, que si el horizonte 2030 es 7.300 megavatios de termosolar y 6.800 de bombeos puros (14.100, en total, que es lo que plantea el Pniec de 2020) estaríamos hablando de una disponibilidad (factor de capacidad superior al 50%) de más de 7.000 megavatios en esas 600 horas anuales más críticas de demanda. Con ellos, sumados a los 7.000 de gas que Protermosolar considera necesarios en 2030, tendríamos solución más que suficiente para resolver las rampas top de ese año: hasta -10.700 megavatios (rampa a bajar) y +12.700 (rampa a subir). ¿Conclusión? Comillas dice que no hacen falta 26.000 megavatios de gas, que basta con 7.000.
