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Una propuesta para aprovechar el 100% de integración renovable en los sistemas eléctricos en Canarias

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La generación no síncrona renovable sufre limitaciones en los sistemas eléctricos insulares cuando llega a elevados niveles de producción, desaprovechándose por completo esa energía gratuita. Sin embargo, en la actualidad existen soluciones que permitirían disfrutar de ese valioso recurso y utilizarlo para incrementar la participación de las renovables en los mercados de ajuste. Por ejemplo, mediante el almacenamiento, como se está haciendo ya en Irlanda a través del programa DS3.  Canarias está lista para hacerlo igualmente. Es un artículo de Rafael Martell y Ernesto Pérez (Asociación Eólica de Canarias, Aeolican) y Alberto Ceña (Bepte SL).
Una propuesta para aprovechar el 100% de integración renovable en los sistemas eléctricos en Canarias

El pasado 24 de abril, como muchos otros días desde el descenso del consumo energético provocado por el cierre del motor de la economía canaria –el turismo–,  a raíz de la actual crisis sanitaria, la energía eólica tuvo que limitar su generación a partir de las 11:00 h siguiendo las consignas del operador del sistema.


La drástica reducción de la potencia instantánea que demandan los hoteles, bares y restaurantes, locales de ocio y toda la industria del turismo, unida al cierre de otras actividades, ha adelantado, como si se tratase de un macabro experimento, la situación que se sabía llegaría con el deseado aumento de la penetración de la generación eléctrica mediante fuentes renovables. De alguna manera, aquellos que no querían ver el inminente futuro y que, como el defensa que no sabe regatear, daban una patada “pa´lante” a la pelota, tienen, tenemos, que forzar soluciones; soluciones que, por suerte, otros ya han implementado.


El 6 de marzo, y el 24 y 30 de abril, fueron unos de esos días en los que en Canarias se cerró el grifo a la generación eólica y solar (Tabla 1). Una energías, identificadas conjuntamente con la terminología SNSP (System Non Synchronus Penetration) e, insistimos, gratuitas, cuya reducción se compensó con combustibles líquidos, caro (a pesar del bajo precio actual) y contaminantes. Se desconoce qué llevó a decidir estas limitaciones pues a día de hoy no se publican las razones de las mismas (a pesar de lo regulado en los procedimientos de operación de REE ), ni si se plantearon posibles soluciones para reducirlas. Tampoco se sabe si las mismas podrían estar ligadas a las características operativas de las plantas que cubren los huecos térmicos o también a restricciones de red, pues las limitaciones no fueron uniformes para todos los parques.



Lo que parece –como se desprende de la Tabla 1– es que el Operador del Sistema tiene aversión a incrementar la penetración no síncrona más allá del límite del 59%, frente a casos como el de Irlanda, donde el límite llega al 70% de forma sostenida (el de El Hierro sería incluso más alto en las horas renovables) gracias al Programa DS3; un programa sistemático y bien organizado que, acorde con los objetivos ambientales y las nuevas tecnologías, permite incrementar este valor de integración no síncrona, pues supones, además, una oportunidad para la creación de tecnología y riqueza en nuestro país.

Conviene recordar, además, que los parques eólicos en Canarias sufren una discriminación en el tratamiento económico con respecto a los existentes en península. A estos últimos se les compensa económicamente por la prestación de este servicio al sistema eléctrico, esto es reducir potencia cuando el sistema lo necesita, mientras en Canarias los productores de renovables ven limitada su producción sin contraprestación ninguna.


El aprovechamiento del producible perdido

Esta situación, de mantenerse, probablemente desincentivaría las inversiones de las empresas, al toparse con limitaciones a la producción imposibles de cuantificar, lo que pone en riesgo alcanzar las cuotas de autosuficiencia energética fijadas por los planes autonómico y estatal. También impide el aprovechamiento de los únicos recursos energéticos endógenos de Canarias; recursos perfectamente aprovechables tanto de una manera ambiental y técnica como económica.


La generación renovable que se perdió durante esos días analizados podría, por ejemplo, haberse almacenado y posteriormente haber sido utilizada para ahorrar combustibles fósiles, base de la generación insular en las diferentes franjas horarias; o incluso, mejor, se podría haber utilizado para los servicios de balance, sustituyendo plantas caras y/o evitar tener centrales en mínimo técnico para aportar regulación. La normativa SENP (Sistemas Eléctricos No Peninsulares) menciona de forma recurrente la creación de estos servicios, empezando por el RD 738/2015. Sin embargo, cinco años después nada se ha avanzado en este tema.


Por lo que respecta al almacenamiento, cuyo uso está regulado en varios sistemas extranjeros, la situación está empezando a cambiar en España con diversas disposiciones, como la publicación de los borradores de los nuevos PPOO (Procedimientos de Operación) para adaptarse a los mercados de balance europeos, la estrategia de almacenamiento lanzada a información pública por el MITECO y las anunciadas subastas de energía solar fotovoltaica para Canarias (similares a las de Baleares) que incorporan el almacenamiento como opcional, para conseguir más puntos en la calificación. En cualquier caso, todas estas iniciativas surgen de forma descoordinada, cuando lo deseable hubiera sido empezar por organizar los servicios que pueden aportar y con un seguimiento técnico y económico de su respuesta. 


En el caso concreto de Canarias, los largos plazos de tramitación que se manejan en nuestro país (la aprobación de PPOO puede demorarse varios años), es recomendable que la puesta a punto de la normativa para el archipiélago sea específica y no la adaptación de la peninsular. Es necesario, por lo tanto, avanzar cuanto antes en la puesta a punto de la regulación que maximice la penetración renovable en sistemas aislado; y esto pasa inevitablemente por una mayor implicación de los productores en los mercados de balance, la incorporación de baterías y la participación de la demanda en estos mercados. 


Hay que tener en cuenta que Europa ha perdido la capacidad industrial de fabricar baterías, como antes pasó con los módulos fotovoltaicos o los IGBTs (dispositivos que se aplican como interruptor controlado en circuitos de electrónica y base de la electrónica de potencia), así que debemos avanzar en el desarrollo de soluciones para integrar renovables. Especialmente en el caso de redes débiles como las insulares y buscar aquí una fuente de experiencia y conocimiento para reforzar el posicionamiento técnico, empresarial y generadora de empleo, claves todos ellos en los tiempos que vienen.


El ejemplo irlandés

Volviendo a las soluciones técnicas y para avanzar en esta línea, podemos tomar el ejemplo del modelo irlandés y su programa DS3 (acrónimo a partir de “Delivering a Secure, Sustainable electricity Systems). Este programa fue lanzado en 2011 conjuntamente por los dos operadores insulares para incrementar la penetración de renovables en el sistema insular medido en términos del mencionado SNSP (creado por este programa), con el objetivo de alcanzar un valor sostenido del 70%. Y se logró con tecnologías menos avanzadas que las actuales. Para conseguir estos valores de penetración y una cobertura del 33% (más del doble de las islas capitalinas) fue necesario incrementar los requisitos técnicos de los aerogeneradores (en línea con los nuevos códigos europeos), mejorar la predicción, el seguimiento directo de la producción y la incidencia de la eólica en las principales variables eléctricas. Todo ello con una fuerte cooperación entre los agentes del sector y los operadores eléctricos.

El conjunto de Irlanda, con dos sistemas fuertemente integrados, tiene una potencia eólica instalada de 4.309 MW con un valle de demanda de 3.800 MW. Por lo tanto, la definición del SNSP y fijar un objetivo claro, fueron claves para determinar la capacidad de respuesta de la generación basada en la electrónica de potencia. Finalmente, la aportación de las renovables más las baterias a la cobertura de la demanda fue del 33%, a pesar de que el producible eólico se limitó en un 6% por necesidades del sistema. Limitaciones que solo en situaciones de “constraint”(no debidas a la red)  fueron remuneradas de acuerdo la participación en los servicios de ajuste y que han permitido una elevada integración eólica.


Para lograr estos objetivos el DS3 sistematizó la participación de diferentes tecnologías en los mercados de balance, desarrollando a su vez nuevos servicios, un resumen de los cuales se presentan en la Tabla 2.





Los servicios POR, SOR, TOR1 y TOR2 recogidos en la citada tabla corresponden a los servicios españoles de primaria, secundaria y terciaria (con dos horizontes temporales), mientras que los RRD y RRS corresponden a la antigua gestión de desvíos, el primero desde potencia cero. El resto, Ramping e Inertia, corresponden a servicios de regulación potencia/frecuencia de respuesta rápida, mientras que el Fast-acting entran en el mismo servicio y en control de tensión, en régimen perturbado (FPFAPR) o permanente (DDR). Evidentemente, en el caso canario pudiera no ser necesario llegar a este nivel de desagregación, pero sí se podría evaluar la incorporación de algunos de estos servicios de acuerdo con las necesidades del sistema. 


La eólica irlandesa participa en todos los servicios, excepto en el aporte de inercia y los servicios de rampa.  Por lo que respecta a las baterías, todavía con una presencia limitada en el mercado irlandés, pueden participar en todos los mercados, excepto en el de aporte de inercia, a pesar de las positivas experiencias realizadas por la consultora-EVEROZE en Kilroot (Irlanda del Norte) con el apoyo de la Queen’s University de Belfast. Por tanto, un modelo a tener en cuenta. El pago de los diferentes servicios se hace en función de precios publicados y las plantas a someten a periodos de pruebas de tres años.


Propuestas para los sistemas aislados canarios

En los sistemas eléctricos del archipiélago canario, no hay dudas del importante ahorro que la generación renovable aporta a los costes de generación energética. No deben nublarnos los puntualmente bajos precios del petróleo o el gas por las peleas de los socios del oligopolio internacional. 

Canarias apuesta por las renovables, si no por convicción, por necesidad: es lo que tenemos, y en casa, sobre todo en épocas duras “se come de lo que se tiene”. Podemos seguir yendo a la tienda internacional de los combustibles, pero, como demuestra REE en su seguimiento de la generación eléctrica en Canarias, en el año 2019, el coste variable de las instalaciones de categoría A (las que queman combustibles fósiles) con régimen retributivo adicional estuvo en el entorno de 140 €/MWh. Por lo tanto, la utilización de las renovables, con costes variables muy bajos, supone un importante ahorro económico que reducirá los peajes de las tarifas para cubrir los sobre costes extra-peninsulares.

En consecuencia, desde AEOLICAN consideramos necesario que las islas avancen en un modelo similar al de Irlanda, apoyándose en la regulación existente, pero con una tramitación más ágil que la observada actualmente y con los servicios que se proponen en la Ilustración 4. Es decir, el objetivo es desarrollar nuevos servicios para lo que sería necesario arrancar con experiencias piloto. Par ello, se podrían aprovechar fondos FEDER con objetivo de innovación tecnológica, (cuando escribíamos este artículo se había lanzado el borrador de las ayudas) y donde es importante la participación de centros de investigación, como el Instituto Tecnológico de Canarias (ITC) o las Universidades.


En cuanto a usar baterías para aprovechar las previsibles limitaciones futuras de generación y cargarlas (sin coste de carga) es importante que la energía posteriormente vendida a la red reciba la remuneración de acuerdo con el coste evitado. Exactamente como se hace con la electricidad turbinada por los bombeos en la Península, que reciben el coste de oportunidad de los ciclos combinados. La experiencia internacional demuestra que hasta que su coste baje más,  solo es posible amortizar las baterías, con un coste no inferior a 300 $/KWh, si la remuneración está en el entorno de los 100$/MWh y/o reciben una importante subvención.


Actuar así permitiría un reforzamiento de las capacidades tecnológicas nacionales e insulares, racionalizar grandes inversiones futuras y propiciar un impacto económico positivo, al ahorrar combustibles costosos, evitar pérdidas de recurso renovable y conseguir alcanzar el objetivo de descarbonización; y, sobre todo, una participación de las energías renovable próxima al 100% del consumo energético. Eso sí, para lograrlo hay que hacerlo de forma organizada y sistematizada, dotando a los proyectos piloto de los medios necesarios para aprender de los mismos. Si ya lo están haciendo otros, ¿qué excusa nos queda?.

Este artículo se puede leer también en ER192 (mayo 2020)

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