Inercia, la solución anti-apagón que ya ofertan la termosolar, la eólica y la fotovoltaica

Los nuevos aerogeneradores -explican desde la Asociación Empresarial Eólica- están en proceso de incluir características de funcionamiento grid forming, lo que permitirá a los parques eólicos comportarse "como si fueran centrales síncronas convencionales" (comportarse como una nuclear), "aportando más estabilidad y ayudando incluso a reiniciar la red en caso de una gran caída convencional". En definitiva, que la eólica ya se está empezando a dotar de soluciones grid forming, según apuntan desde AEE, y que ello puede añadirle a sus virtudes (electricidad limpia y barata) una más de las que hasta ayer no podían presumir demasiado: estabilidad. Con la fotovoltaica está pasando igual. En el mercado ya hay "sistemas de generación fotovoltaica y con baterías grid forming (GFM), sistemas que, cuando inyectan energía en la red, ya aportan las condiciones de tensión y frecuencia que la red requiere", según explicaba hace solo unos días Manel Romero (socio director de SUD Renovables) en autoconsum.cat.

Romero lo explica en tres párrafos
«La fotovoltaica conectada en España es principalmente sin inercia, se conecta de forma asíncrona. Si la red cae o ésta es inestable (por frecuencia y tensión anormales), se desconecta y deja de funcionar. Es lo que se conoce como grid following, sigue la red.

Sin embargo, esto no quiere decir que la fotovoltaica no pueda operar aportando inercia. Es un tema de configuración electrónica, y en el mercado podemos encontrar fotovoltaica que aporta inercia, que funciona de forma síncrona, es grid forming: crea red.

Podríamos decir que necesitamos entrar en una nueva etapa de las energías renovables, una etapa con generadores (inversores solares y aerogeneradores) y baterías que pasen del grid following al grid forming. La tecnología existe y ya se está instalando en muchos países»

Ni el Gobierno, ni el operador del sistema eléctrico nacional, Red Eléctrica (REE), ni las distribuidoras (Endesa, Iberdrola, Naturgy y EDP) han sido capaces aún de dar una respuesta concreta a la pregunta de por qué se fue a cero el sistema el día 28 poco después de las 12.30 horas.

Según contara el director de Servicios para la Operación de REE, Eduardo Prieto, el pasado día 29, el día de después del apagón, sobre las 12.32, el sistema se encontraba estable, con las variables que definen el funcionamiento del mismo -frecuencia, tensión, flujos de potencia- estables y en condiciones de seguridad.

"Justo después -añadía Prieto en rueda de prensa-, lo que hemos podido identificar es compatible con una pérdida de generación en la región suroeste del sistema peninsular español, pérdida que ha sido superada satisfactoriamente, y tras la cual se ha alcanzado el punto de estabilidad".

¿Problema? Que un segundo y medio después se produce otro evento igualmente "compatible con la pérdida de generación" (la terminología es de REE) y "este segundo evento –decía el día 29 Prieto- ha degradado las condiciones de funcionamiento del sistema eléctrico a partir de ese momento".

Tras de ese segundo episodio, vendrá el cero.

Porque, tres segundos y medio después, la situación desemboca -diría Prieto el día 29- en unas condiciones "incompatibles" con el normal desempeño del sistema eléctrico, en la desconexión de Francia, el aislamiento del sistema eléctrico europeo, y la desconexión de un contingente muy elevado de generación renovable.

¿Resultado? Cero.

"Estas son las conclusiones que podemos dar con la información que tenemos", decía Prieto entonces, es decir, a las 12.30 horas aproximadamente del martes 29 de abril.

Todo parece indicar pues que la desconexión de las renovables no fue la causa, sino la consecuencia. Porque las instalaciones renovables están preparadas para desconectarse en caso de problema (por motivos de seguridad para los operarios, las instalaciones y el sistema todo).

Como la nuclear, que poco después del apagón comunicaba al Consejo de Seguridad Nuclear que se desconectaba también.

La pregunta es
¿Había poca inercia en el sistema ese día? ¿Debería haber habido más inercia (clave de estabilidad) para responder como es debido al problema de pérdida de generación, o problema "compatible con la pérdida de generación" que ha identificado REE? Pasarán meses probablemente hasta que lo sepamos.

Desde luego, si lo que hacía falta era inercia para evitar que el sistema se precipitase al cero, las renovables pueden darla.

Otra cosa es que la legislación les obligue o no. La Asociación Empresarial Eólica (AEE) señala que "estos requisitos de grid forming están en proceso de desarrollo por parte de los operadores de red a nivel europeo y nacional (ENTSO-E) y de los reguladores europeos (ACER)".

La temosolar lleva años postulándose como solución. "Cada megavatio termosolar puede reemplazar cada megavatio de gas y lograr una transición total del sector eléctrico". Con esa frase, inequívoca, abría Protermosolar, la asociación de la industria termosolar de España, una nota de prensa en el verano del año 2023 en la que explicaba que 7.000 MW de gas y 3.000 de nuclear serían suficientes en 2030 para que el sistema eléctrico funcionara… sin novedad.

O 3.000 de nuclear, 3.000 de gas y 7.000 de termosolar en caso de caída de 2.500 megavatios de potencia y desconexión con Francia. Sí, ese escenario proponía Protermosolar hace ya dos años.

Los números salen de un estudio encargado por la asociación a la prestigiosa Universidad Pontificia Comillas, del que dimos cuenta en nuestra edición digital de 18 de julio de 2023. Sintetizamos a continuación.

Frecuencia
Generación y demanda tienen que ser iguales en todo momento. Cuando eso es así, nos encontramos 50 hercios de frecuencia de funcionamiento. Si la generación es mayor que la demanda, nos vamos a 50,001, 50,002 hercios. Si la demanda es mayor que la generación, nos vamos a 49,998, 49,997 hercios. Bajar de 49 hercios 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. Si 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.

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 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 MW), 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.

[Bajo estas líneas, objetivos por tecnología de generación de electricidad (expresados en megavatios) que ha fijado el Gobierno, en el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima, Pniec, para el año 2030].

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 hercio. Y otra vez a hacer las cuentas: cada central de gas de 600 MW puede aportar 300 megas por hercio. ¿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 solo plantea como objetivo para ese año 4.800 megavatios (hoy hay 2.300) si la termosolar es una solución renovable para el reto de la inercia/frecuencia, que evidentemente es y va a seguir siendo un desafío?

Escenarios
El estudio de la Universidad Pontificia Comillas 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. 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. [Más información, aquí].

La eólica también se postula como solución. Estos son sus argumentos
• Los modelos de predicción del viento son cada día más fiables, llegando a niveles de precisión superiores al 95%. Además, las posibles fluctuaciones en la disponibilidad del recurso (viento) se miden en minutos o periodos de tiempo mayor, mucho más lentos que los periodos de tiempo "eléctricos“, en los que se manifiestan las oscilaciones de frecuencia o desviaciones en la tensión, que se miden en milisegundos (la milésima parte de 1 segundo). En España son numerosos los episodios en los que la eólica ha sido la tecnología que mayor generación diaria ha aportado, superando en determinados momentos el 60% de cobertura de la demanda, sin que la operación del sistema se haya resentido lo más mínimo. Esto demuestra que es posible operar el sistema eléctrico de forma segura incluso cuando una fuente renovable no síncrona es la mayoritaria. En los días previos y posteriores al apagón del 28/04, la aportación eólica al mix ha sido estable entre los 2,5 GW y los 3,8 GW, aproximadamente un 10% de la demanda existente en el sistema.

[Bajo estas líneas, reparto de la generación el viernes, último día laborable anterior al lunes del apagón. Como se aprecia en la imagen, la aportación renovable es muy similar y, sin embargo, no hubo problema alguno].

• Los aerogeneradores cuentan con un rotor (la parte que gira con el viento), que es un elemento con gran masa e inercia, y con sistemas de producción de energía basados en generadores eléctricos clásicos apoyados por electrónica de potencia avanzada. El peso del rotor de los aerogeneradores tipo instalados en España puede oscilar entre 96 toneladas (Tm) y 130 Tm y tiene un gran diámetro de hasta 160 metros.

• Las instalaciones eólicas actuales son capaces de cumplir con la normativa técnica europea (códigos de red), permaneciendo conectados tras una disminución brusca de la tensión (hueco de tensión) o una oscilación en la frecuencia, evitando desconectarse de forma masiva.

• Para dar soporte a la estabilidad de la red durante estos eventos, los aerogeneradores activan funcionalidades disponibles de acuerdo con las necesidades de los diferentes operadores de red.

• Los parques eólicos no están concentrados en una única zona geográfica ni generan todos al unísono. Están repartidos por todo el territorio con presencia en prácticamente todas las comunidades autónomas, incrementando la resiliencia del sistema eléctrico. La eólica genera durante todas las horas del día, con fluctuaciones previsibles y sin cambios bruscos.

• La eólica ayuda a regular la operación del sistema cuando la red eléctrica lo requiere Gracias a la tecnología que tienen los aerogeneradores, pueden reaccionar ágilmente cuando hay cambios o problemas en la red, aportando más o menos generación, algo fundamental para mantener la estabilidad.

• La eólica suele recibir consignas de parada o reducción de producción, reaccionando de forma acompasada a los requisitos del operador de la red. En los 3 primeros meses de 2025, la eólica ha recibido consignas de parada por parte de REE por un 0,83% de su producción programada, llegando en momentos puntuales a ser limitada en más de un 5%, como el 12 enero y el 2 febrero. En ninguno de estos episodios se generó riesgo para la operación del sistema.

La Asociación Empresarial Eólica explica
«La tecnología eólica está en constante mejora y evolución tecnológica. Los nuevos aerogeneradores están en proceso de incluir características de funcionamiento grid forming, lo que permitirá a los parques eólicos comportarse como si fueran centrales síncronas convencionales, aportando aún más estabilidad y ayudando incluso reiniciar la red en caso de una gran caída (blackstart), como hoy hacen algunas centrales hidráulicas. Estos requisitos de grid forming están en proceso de desarrollo por parte de los operadores de red a nivel europeo y nacional (ENTSO-E) y de los reguladores europeos (ACER).

Con las repotenciaciones de los parques eólicos se maximizarán los servicios al sistema. Sustituir las máquinas más antiguas por otras más modernas y de mayor rendimiento permitirá mejorar la integración en el sistema eléctrico, aumentar la capacidad eólica terrestre utilizando menos turbinas y reducir el impacto ambiental y el uso de suelo.

Además, veremos cada vez más parques eólicos hibridados, es decir, combinados con otras tecnologías, como la solar fotovoltaica o sistemas de almacenamiento con baterías. Esta combinación permite aprovechar mejor la infraestructura eléctrica existente, reducir la variabilidad de la producción renovable y aportar aún más flexibilidad al sistema eléctrico. Gracias al almacenamiento, por ejemplo, se podrá guardar la energía generada cuando hay mucho viento y liberarla cuando sea más necesaria, ayudando a mantener el equilibrio entre oferta y demanda en todo momento, proporcionando de este modo servicios de estabilidad al sistema»

La energía eólica se reivindica así como "una aliada esencial para que el sistema eléctrico funcione con seguridad, fiabilidad y competitividad económica, incluso en situaciones difíciles", y cuya evolución tecnológica "permite aportar estabilidad al sistema energético". El sector en todo caso destaca que "la integración intensiva de las energías renovables en el sistema eléctrico requiere de procedimientos específicos y conceptos tecnológicos que deben seguir desarrollándose de forma acelerada y consistente".

Glosario AEE
• Inercia eléctrica: capacidad de una máquina de “oponerse” ante variaciones repentinas de frecuencia de la red.

• Hueco de tensión: caída momentánea del voltaje en una parte de la red. Si no se compensa rápidamente, podría causar apagones.

• Potencia reactiva: tipo de potencia eléctrica que no se consume, pero es necesaria para el correcto funcionamiento de los equipos eléctricos. Es clave ya que aporta tensión a la red.

• Generador síncrono: tipo clásico de generador (usado en centrales convencionales), que gira siempre a la misma velocidad que la frecuencia de la red. Cuando son de gran tamaño, aportan inercia ante fluctuaciones en la red mediante la energía cinética almacenada en la parte rodante.

• Mix energético: conjunto de fuentes de generación eléctrica utilizadas en un país. En España, la eólica aporta aproximadamente el 25% del total de la energía consumida, siendo la principal fuente de generación.

• Grid forming: tecnología que permite a sistemas renovables no síncronos actuar como si fueran centrales de generación convencionales con generadores síncronos, garantizando la aportación de inercia y la estabilidad de la red. Está actualmente en desarrollo a nivel europeo.

La Unión Española Fotovoltaica viene a redundar en ese discurso
Según UNEF, que pide "prudencia y dejar trabajar a los técnicos de REE para entender qué ha pasado y qué medidas debe tomar la red para evitar incidentes futuros", la tecnología fotovoltaica no solo es una tecnología madura, sino que, además, ya "es capaz de dar todo lo que necesite la red para su estabilidad y cumple con todos los requisitos técnicos que ha venido exigiendo el operador del sistema eléctrico (REE) y la normativa (el código de conexión a red y los procedimientos de operación)".

La Unión Española Fotovoltaica también insiste, como AEE, en que el apagón nada tiene que ver con que hubiera "demasiadas" renovables en el sistema. "Ha habido momentos en los que las renovables han suministrado mayor cantidad de energía al sistema que ayer sin ningún problema".

UNEF destaca por otro lado que hay sistemas 100% fotovoltaicos con baterías que son "perfectamente estables". Un ejemplo de ello -explican- es que el día 28 los sistemas autónomos de autoconsumo fotovoltaico con baterías que se reconfiguraron adecuadamente (en “modo isla”, desconectados de la red), funcionaron sin problemas.

El sector fotovoltaico -asegura UNEF- está en condiciones de seguir contribuyendo al cumplimiento de los objetivos de la Unión Europea y el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima, "garantizando una energía barata, limpia, segura y garantizando la independencia energética, en línea con los objetivos de la UE".

La asociación mira en todo caso a futuro: hay elementos -adelanta- que deben coadyuvar el cumplimento de estos objetivos, "como el almacenamiento, la agilización de la tramitación de las instalaciones híbridas de fotovoltaica con almacenamiento y la aprobación del procedimiento de operación 7.4 que permitiría a las renovables ayudar a controlar la tensión y la corriente reactiva de la red".