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¿Cuánta potencia firme y cuánta acumulación necesitan las energías renovables?

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¿Las energías renovables se enfrentan a un cuello de botella por la falta de capacidad de acumulación? Se trata de una vieja discusión, no zanjada, que ha vuelto a poner de actualidad la creación de un mercado de capacidad en el sistema eléctrico español. Surgen propuestas para incrementar la capacidad de almacenar energía renovable: el hidrógeno verde, la hidráulica reversible, las baterías en los coches, etc. ¿Cuánta energía renovable es necesaria para cubrir un 100% de la demanda? ¿La demanda actual o futura? ¿Cómo se dimensiona la capacidad de almacenamiento necesario? Es un artículo de Jordi López Ortega, profesor de la Universidad Politécnica de Catalunya y director del Consorcio de Hidrogeno Verde–Área 8.
¿Cuánta potencia firme y cuánta acumulación necesitan las energías renovables?

Hace años saltaba la polémica entre Hans-Werner Sinn, director de IfO y conocido crítico de las energías renovables, y Claudia Kemfert, directora de energía del DIW. Expondré argumentos teóricos de ambos para pasar de los modelos mentales al análisis empírico.

¿Existe un cuello de botella en la acumulación para las renovables?
Hans-Werner Sinn (EuroEconRev,99) analizó los límites de la revolución energética en Alemania en relación al proyecto de la “EUs Estorage”, esto es, soluciones viables de “almacenamiento por bombeo” (PSP, siglas de “pumped storange plant) para dar solución a integrar a gran escala tecnologías intermitentes de energía renovable en Noruega y Suiza (eSTORANGE).  Hans-Werner Sinn señala que se necesitaría el doble de infraestructura para la gestión de la demanda: represas hidráulicas de noruega, diversificación internacional de la red para importación y exportación, etc. Si Alemania opta por la autarquía energética, se desperdiciaría una enorme cantidad de energía renovable. Si Noruega construyera las hidráulicas que el estudio de la UE considera factible las renovables solo se podrían expandir un 24%.

Hans-Werner Sinn describe el paisaje alemán: la eólica es tan frecuente que no hay lugar en la naturaleza más que para luces rojas parpadeantes de aerogeneradores. Y los edificios y suelo agrícola están repletos de fotovoltaica. Esa conversión del paisaje alemán lo logró las tarifas reguladas garantizadas durante 20 años. Critica que no se hubiera adoptado un sistema de precio único. Pero no todos los kWh son iguales; (i) por sus costes fijos, (ii) por costes variables, (iii) por capacidad de negociación en el mercado. El símil de la sardina y el caviar sirve para explicar, parcialmente, el mercado mayorista: las centrales de gas, con altos costes en mercados internacionales del gas y del CO2 fija el precio al que se retribuye la hidráulica. En Alemania el MWh tuvo precios negativos el 28 y el 31 de julio ofertados por el gas: el coste de oportunidad de no salir a mercado.

Hans-Werner Sinn desarrolla un convincente discurso: “para que la energía verde sea utilizable a pesar de su volatilidad se necesitan amortiguadores”. Aquí la estrategia de almacenamiento: como necesitamos mucha energía renovable es necesario mucho almacenamiento. Alemania cuenta con 35 embalses de bombeo.

Replica de Claudia Kemfert y DIW
DIW (EuroEconRev108) replica el argumento de Hans-Werner Sinn: los requisitos de expansión del almacenamiento eléctrico es un cuello de botellas para el desarrollo de las renovables. Cuestiona los supuestos sobre las necesidades de almacenamiento. La estrategia del hidrogeno verde, si se considera este una tecnología de acumulación de energía, es opuesta a si se considera una tecnología para expandir la transición energética a sectores tan diversos como el transporte terrestre, marítimo y aéreo, o la industria química. Lo que tenemos no es oferta agregada flexible, sino demanda agregada flexible.

Las condiciones meteorológicas exógenas, disponibilidad de sol y viento, determina la variabilidad de eólica y fotovoltaica. El sistema eléctrico exige un ajuste instantáneo de oferta y demanda lo que plantea dos preguntas: ¿qué hacer cuando hay demasiada oferta? ¿qué hacer cuando hay demasiada demanda? Estas dos preguntas son claves en modelos 100% renovables. Hay autores (RenSustaiEnReb2018) que en lugar de modelos optan por la “carga de la prueba”. Modelos abstractos de Alexander Zerrahn, Claudia Kemfert y otros del DIW, series históricas de demanda de electricidad y expansión de una energía renovables variable. El cálculo de Hans-Werner Sinn es que Alemania necesitaría para un modelo 100% de energía renovable 400 veces más capacidad de bombeo hidráulico. Más que la propuesta para toda Europa (eSTORANGE). Veamos la “carga de la prueba” entre generación renovable variable y potencial flexible.

 

Jordi L. Ortega. Gráfico 1

Arriba tenemos renovable variable: 29 de julio a las 13:00 horas, 26 GW solares (amarillo), 24,5 GW eólico (azul), 5,5 GW eólica marina (azul oscuro) y 6,5 GW eólica y biomasa (azul claro y verdes). En el otro extremo, el 3 de agosto a las 3:00 horas, 2 GW de eólica, 6,8 de hidráulica y biomasa. Nos hemos ido de 62,8 GW a 8,6 GW. ¿Qué cantidad de almacenamiento sustituiría la aportación convencional flexible?

Jordi L. Ortega. Gráfico 2

En el gráfico superior se ve que en ese periodo de tiempo la nuclear pasa de 7,8 GW a 5,8 GW (2 GW), el gas natural pasa de 10 GW a 6 GW (4 GW); la hulla de 6 GW a 1 GW (5 GW) y el lignito de 11,5 GW a 4,3 GW (7,2). Esa variabilidad de 54 GW de renovable requiere 18,2 GW convencionales.

¿Cómo gestionarlo con alta entrada de energía renovable?
La CNMC quiere crear instrumentos para fomentar inversiones en potencia firme para cuando no haya disponibilidad de energía renovable. El Ministerio para la Transición Ecológica tiene un proyecto de “mercado de capacidad” que, en principio, engloba por igual generación convencional, almacenamiento o demanda. Prevé una subasta para servicios de ajuste. Con una ratio de firmeza, disponibilidad y fiabilidad de cada tecnología.

Hemos visto que en nuestro país la energía hidráulica –y no las centrales de gas– están marcando precios disparatados. Mientras que todos señalaban como responsable al gas y el CO2, la ministra Teresa Ribera no apuntaba los “windfall profit” que obtiene las tecnologías más baratas; que al no tener costes de entrar y salir del mercado se permiten establecer precios más caros. La hidráulica aprovecha la subida del gas para ofertar a un precio mayor. Lo que sucede en Alemania cuando se hunden los precios, es que el gas oferta a precios negativos por el coste de oportunidad de no salir al mercado. Alemania tiene entre un tercio y una quinta parte de centrales de ciclo combinado paradas. En España, el 2 de agosto, el gas aporta entre 1,4 GW y 3,8 GW (2,4 GW de esa potencia firme): un 8% de su capacidad. Trabajan a potencia base, pero mantiene el discurso que son la potencia flexible que necesita el sistema y cobrar por ello.

La web de Red Eléctrica (REE) muestra que la energía nuclear y la cogeneración aportan potencia de base: inflexible. ¿La garantía, calidad y seguridad la está aportando la hidráulica? Exageramos con la energía renovable que depende de fuerzas exógenas (viento y sol): no siempre disponibles. La hidráulica aporta entre 6,6 GW a 0,8 GW. Aquí tenemos la “carga de la prueba”: el colchón de a renovables son 7,4 GW (hidráulica y gas). La ironía es que de esos 6,6 GW destinamos 2,8 GW a exportación. Cuando importamos 2 GW la hidráulica aporta 0,7 GW. No perdamos el detalle de que la sobrecapacidad exportadora es la que le permite a la hidráulica entrar a precios superiores que el gas. Detraer el precio del CO2 que cobra el gas (ya se hizo antes de la “sequía” de 2008) o impuestos a la generación convencional no logrará nada. No es la generación convencional, por el CO2, la que establece el precio; este es inversamente proporcional a las exportaciones.

 

Jordi L. Ortega. Gráfico 3

Lo que no son cuentas son cuentos
En las cuentas hay mucho cuento. Quienes gestionan el problema energético son expertos que usan modelos matemáticos muy desarrollados, pero extremadamente alejados de la realidad. Puede objetarse que los datos que aporto de esta semana no sirven para el conjunto del año. Pero sirven para desmontar los discursos. No se pretende establecer con ellos una teoría.  Los supuestos de Hans-Werner son matemáticamente impecables, pero empíricamente absurdos. Para él Alemania no podría superar el 50% de renovables ni con toda la capacidad de bombeo de Noruega. El hidrogeno sería esa “demanda agregada” que lleva la transición energética al conjunto de las actividades industriales para crear lo que se llama una era solar. Habría que volver a entender, con Hermann Scheer, que no es la tierra sino el cielo la fuente de toda riqueza y vida.

Las energías renovables las están parando chifladuras. No imaginarios cuellos de botella de Hans-Werner Sinn. Rolando Rodríguez y otros (RenEnergy,63) piden multiplicar por 11,5 las interconexiones entre países. Se sobredimensiona el hidrogeno. La fantasía de una “economía del hidrogeno” es el sueño embaucador de las energías convencionales que convence a ecologistas impacientes: requiere una elevada cantidad de energía por las pérdidas en toda la cadena. El hidrógeno solo tiene sentido para que actividades económicas que integran las renovables sepan sacar “valor agregado” dentro de su actividad económica. Por tanto, como señalé en una charla en el Club de Roma (Grupo Aragonés, C.R.), es una oportunidad para las pequeñas empresas, no las grandes. Antonio Valero recuerda la entropía de las tecnologías humanas y la entropía negativa de la naturaleza; las renovables y el hidrógeno forman una simbiosis que debe generar sintropía, no una mayúscula entropía. A veces confundimos la razón tecnología, la razón economía y la razón natural, cuando solo esta última recibe el nombre de sabiduría.

Alemania ha desarrollado las energías renovables en los últimos años y han caído las exportaciones de 60 TWh a 6 TWh. Las profecías del desastre y del cuello de botella no tenían razón. Quien pide multiplicar por 5,7 las conexiones de larga distancia aún puede convencer a algún ecologista incauto. Necesitamos renovar nuestras infraestructuras mentales (Welzer).

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KIMKIM
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Sol Mediterráneo
Comento brevemente la transición energética del sistema eléctrico español que será más fácil con los mismos problemas a resolver. La energía fotovoltaica tiene que instalar antes del año 2.030 una potencia de 40 Gw para rellenar la curva diurna de generación y expulsar en horas solares a todas las tecnología a excepción de la nuclear y almacenar o exportar los excedentes. La energía eólica es fuente principal de la transición, tiene que instalar 60 Gw su misión principal de aportar energía en horas no solares, complementar a la solar en invierno y cargar la hidráulica de bombeo. La gran olvida del sistema y que tiene la llave de su efectividad es la hidráulica, no debe funcionar cuando solar, eólica, nuclear e importaciones cubran la demanda. La potencia de respaldo de las centrales de gas que aportan garantía, serán necesarias pero cada día producirán menos. Otro debate complejo es quien tiene que salir primero del sistema gas o nuclear, Alemania va por delante nuestra y analizaremos su experiencia. Finalmente reconocer que los aerogeneradores y placas solares estarán en el paisaje simplemente porque para los próximos años no hay alternativa.
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Sergi Lopez-Grado Padreny
En la Cumbre de París COP 2015, se fijaron objetivos de descarbonización de las Ciudades, parcial, el 40% el 2030 y completa, el 100%, es decir 0% de emisiones de CO2 asociadas al Sector de la Edificación, Infraestructiras y Ciclo de Vida completo de los Edificios Nuevos de Consumo Energetico Nulo/NZEB/Autoconsumo y cesión de excedentes de producción, y Movilidad Urbana e Interurbana electricas o Hidrógeno Verde. Dando por hecho que los nuevos Edificios no van a emitir CO2 asociado a su consumo energético, aún así, es preciso realizar y publicar el cómputo de las Emisiones de CO2 a la Atmosfera asociadas a: -El Carbono embebido en los Materiales y su Transporte, que se deben minorar substancialmente mejorando la Eficiencia de las Plantas de la Industria Pesada que Produce y Procesa los Materiales, y su Transporte mediante la substitución de las energias Fósiles y la Quema de Residuos RSU, por Pilas de Hidrógeno Verde. -Las Tn de emisiones de CO2 asociadas a las Demandas energéticas del Parque Edificado anterior a Rio y París. -Diseñar una alternativa solvente (Matriz Energética diversificada integrando todos los Vectores energéticos Renovables, incluido el Hidrógeno Verde. -Una Estrategia para garatizar la satisfacción de la Demanda fluctuante mediante Centrales de Energia District H&C, propulsadas por energias exclusivamente renovables y limpias, incluido el Hidrógeno Verde, Smart Girds, Hidraulica Reversible, Almacenamiento con Baterias y Pilas de Hidrógeno -Y un Plan de Rehabilitacióny Regeneración Urbana. Todo ello para avanzar, mediante la Transición Ecológica y Energética hacia la Descarbonización de las Ciudades el 2050, comprometida en la Cumbre de París de 2015. Sergi Lopez-Grado Padreny, Arquitecto, presidente del GIxSU, Lobby de la Sostenibilidad Urbana. https:www.gixsu.org
Llaqu
¡Cuanta energía desaprovechada!
Baterías con premio en la gran feria europea del almacenamiento de energía
El jurado de la feria ees (la gran feria europea de las baterías y los sistemas acumuladores de energía) ya ha seleccionado los productos y soluciones innovadoras que aspiran, como finalistas, al gran premio ees 2021. Independientemente de cuál o cuáles sean las candidaturas ganadoras, la sola inclusión en este exquisito grupo VIP constituye todo un éxito para las empresas. A continuación, los diez finalistas 2021 de los ees Award (ees es una de las cuatro ferias que integran el gran evento anual europeo del sector de la energía, The smarter E).