jueves, octubre 24, 2019

VI Foro Solar 2019: Hacia la solarización del sistema eléctrico español


Bienvenidos a esta nueva etapa del blog. Después de algún tiempo trabajando fuera de España, regresé a Barcelona a finales del año pasado. La historia que les contaré es del primer “gran sarao solar” al que he asistido desde mi regreso. Pero primero una introducción sobre lo que ha pasado durante este tiempo.


A finales de este año cumpliré 20 años trabajando en el sector de las energías renovables. He pasado lo que yo llamaba edad de oro de las renovables y que ahora rebautizaré como primera edad de oro de las renovables en España, esto es hasta el 27 de septiembre de 2008, con la finalización del plazo establecido por el RD661/2007 para la instalación de plantas solares fotovoltaicas.


Por cierto, les adelanto un artículo largo. Creo que todos somos adultos, así que les he ahorrado publicarlo en partes. Creo que cada uno, esto es internet, puede leerlo en las partes que más le convengan. De golpe, en cinco partes, en dos o en tres mil. Tengo muchas cosas que contarles, hacía tiempo que no les escribía.


Tras esa fecha empezó la edad de la ignominia. Primero con la fotovoltaica y posteriormente en el resto de energías renovables. No abundaré en los motivos, ya que lo hice en la etapa anterior de este blog. Pero si puedo añadir algunas cosas dada la perspectiva que da la historia. En la primera edad de oro de las renovables, la fotovoltaica y otras renovables podrían tener un retorno muy positivo para la sociedad, pero tenían un coste muy lejano al de mercado. Y luego les contaré una anécdota sobre “el mercado”. Empezaron los recortes, los cupos, la retroactividad y, a mitad de la edad de la ignominia, el avance tecnológico de la fotovoltaica provocó la llegada de la paridad de red. Primero para el consumidor doméstico, luego para el industrial y finalmente para la generación. La respuesta del gobierno español a todo esto, ante la presión de los cabildeos (labor de lobby le llaman en inglés) de empresas eléctricas tradicionales, fue el llamado “impuesto al sol”. 


Este impuesto debía gravar a todas las instalaciones de autoconsumo, pero en el último momento en una disposición adicional transitoria se excluyó a las de menos de 10kW. Para las mayores se dejó a un desarrollo normativo posterior la aplicación  de este. Nunca se dio el desarrollo normativo, pero la espada de Damocles de la aprobación de este frenó a muchos interesados en el autoconsumo. La situación en instalaciones de menos de 10kW fue aun peor. Ya que una disposición Transitoria tampoco solucionaba mucho y además, debido a la necesidad de añadir un contador accesible por la compañía exclusivamente para la instalación solar, a parte de reflejar la inseguridad y que cualquier día te podían cobrar el impuesto al sol, significaba un coste adicional a la instalación de alrededor de 800€, cosa totalmente inasumible en una instalación con costes que podrían estar en ese momento entre 8.000€ y 12.000€. O sea, nadie pagó el impuesto al sol, pero la instalación de contadores, si. Pero no se trataba de cobrar un impuesto, sino de frenar al autoconsumo, cosa que consiguieron.


Esta etapa finalizó el 5 de octubre de 2018 con la aprobación del RD-L 5/2018 destinado a potenciar el autoconsumo. Así pues, la edad de la ignominia de las renovables en España ha durado 10 años y 8 días. 10 años y 8 días que han sido de sangre, sudor y lágrimas para todas aquellas empresas y personas que habíamos crecido y adquirido experiencia en el sector renovable. Muchas empresas quebraron, muchos profesionales dejaron las renovables y otros muchos profesionales terminamos trabajando allende nuestras fronteras e incluso muchos allende nuestros mares, en el Nuevo Mundo.


Al final volvió a salir el Sol, la segunda edad de oro de las renovables. El sol, protagonista.


Se los dije hace un tiempo, en la primera etapa de este blog. En aquel momento era un deseo, hoy es realidad, y ha llegado el momento de recordárselo:


“No deberíamos ni haber llegado hasta aquí, Pero henos aquí, igual que en las grandes historias, señor Frodo, las que realmente importan, llenas de oscuridad y de constantes peligros. Ésas de las que no quieres saber el final, porque ¿cómo van a acabar bien? ¿Cómo volverá el mundo a ser lo que era después de tanta maldad como ha sufrido? Pero al final, todo es pasajero. Como esta sombra, incluso la oscuridad se acaba, para dar paso a un nuevo día. Y cuando el sol brilla, brilla más radiante aún. Esas son las historias que llenan el corazón, porque tienen mucho sentido, aun cuando eres demasiado pequeño para entenderlas. Pero creo, señor Frodo, que ya lo entiendo. Ahora lo entiendo. Los protagonistas de esas historias se rendirían si quisieran. Pero no lo hacen: siguen adelante, porque todos luchan por algo”

Sam Sagaz, El Señor de los anillos.


¿Y por qué luchamos nosotros? Creo que muchos de los que estamos en el sector nos creemos porqué luchamos. Por una energía sostenible, limpia y democrática, al alcance de todos. Y en la medida de lo posible, descentralizada. Luchamos por la independencia energética. Y en esa lucha siempre hemos estado y estaremos.


Estamos ya en la segunda edad de oro de las renovables en España. Hoy estamos en ella. En el albur aun, pero dentro de ella. Y esta lucha, ahora si, nos va a llevar hasta el final. Pero no caigamos en la autocomplacencia, tenemos varios escollos que deberemos superar. Hablaré de ellos en próximos artículos. Pero en este caso vamos a ser mucho más fuertes porque la energía solar fotovoltaica no solo ha alcanzado la paridad de red, sino que además, es la manera más barata y, por ende,  competitiva de generar electricidad. ¿Queremos energía sostenible y barata? Las renovables son la solución y muy especialmente la fotovoltaica es la solución. No obstante una llamada a la precaución, la energía más sostenible es la que no se consume. Esto siempre debemos tenerlo en mente.


La fotovoltaica hoy está en las mejores condiciones para competir con cualquier tecnología de generación en horas solares. Y en breve, también en horario nocturno.



VI Foro Solar: Hacia la solarización del sistema eléctrico español


Como les decía el martes 22 y el miércoles 23 de octubre de 2019 tuve la ocasión de asistir al VI Foro Solar organizado por la UNEF (Unión Española Fotovoltaica) y ha sido simplemente impresionante. Jamás, ni en la primera edad de oro de las renovables habría esperado algo así. Más de 700 asistentes y 150 que no obtuvieron entrada por falta de aforo. Conferenciantes de primer nivel. Hablo por ejemplo de Teresa Ribera, Ministra de Transición Energética, Klaus-Dieter Borchardt, Responsable de la Coordinación de la Política Energética de la Unión Europea, Miguel Duvison, Director de Operaciones del sistema eléctrico de Red Eléctrica Española, Carmen Becerrill, Vicepresidenta del OMIE o Carlota Pi, presidenta de Holaluz, por solo mencionar algunos de los casi 70 conferenciantes en un formato muy dinámico de, salvo los oradores destacados, mesa redonda moderados por periodistas también muy reconocidos como Luis Merino, un periodista histórico convencido de las renovables y director de la revista Energías Renovables. Y dicho sea de paso, amigo de alguna batalla en favor de estas (vean en este blog la Iniciativa Legislativa Popular. Aquello no fructificó, pero él me ayudó mucho).

Klaus-Dieter Borchardt, Responsable de coordinación energética Unión Europea



¿Qué es lo que hemos visto estos días en el VI Foro Solar? Lo resumía muy bien Klaus-Dieter Borchardt: “Estamos observando un cambio de paradigma en el sistema eléctrico, no hay ninguna duda”. Así de claro lo dejaba. Por su lado la ministra nos explico el borrador del PNIEC (Plan Nacional Integrado de Energía y Clima) en el que se propugnan 57.000MW adicionales de energía renovable hasta el 2030, de los cuales 30.000MW son de fotovoltaica, tanto en generación como autoconsumo. Según el documento ministerial en el 2030 el 70% de la matriz eléctrica deberá ser renovable, lo que significará el 40% del consumo de energía primaria de España.


Tras estas aperturas de primerísimo nivel del evento, el resto no decepcionó. Todos los conferenciantes institucionales, OMIE, Red Eléctrica y claro, con ciertos remilgos, quizás forzadas por la situación, las distribuidoras, todos navegan en la misma dirección: la implantación masiva de las energías renovables en los próximos años. Es más, el tema del almacenamiento apareció y fuerte, bien internalizado y respaldado por Miguel Duvison, o sea, Red Eléctrica. Bien sea a través de nuevos bombeos o implementando ya sistemas de baterías había un cierto entusiasmo por el almacenamiento en su discurso. La petición generalizada fue un marco normativo adecuado para los sistemas de almacenamiento, tanto en la mesa redonda sobre almacenamiento como en otras.


Respecto al autoconsumo el primer año en que se notó un despegue fue el 2018, creciendo fuertemente este año 2019. Y las previsiones del sector son de crecimientos fuertes hasta llegar a una velocidad de crucero de 300-400MW al año, de los cuales se estima que el 25% procedan del sector residencial y el 75% restante del sector industrial. No estamos ante un boom. Es inasumible que un país como España no tenga casi autoconsumo cuando en países de nuestro entorno como Alemania, Reino Unido o Portugal es muy habitual. España tiene 10.000 instalaciones de autoconsumo, mientras Alemania supera el millón. Así que lo que vamos a ver, visto desde donde estamos puede parecer no un boom, sino un big bang. Pero la realidad es que creceremos en autoconsumo fuertemente hasta llegar a la velocidad de crucero en que deberíamos haber estado ya hace años de no haber sido por el "impuesto al sol".




Si hablamos de comercializadoras, en este caso se vio una Holaluz totalmente implicada en el autoconsumo, una Iberdrola que tiene mucho interés y mucho dinero (quemar dinero sin una estrategia adecuada y conseguir algunos resultados es fácil), pero cierta desorientación y una Endesa sin tener muy claro su norte. Alguna otra comercializadora alternativa también en el tema de manera incipiente aun.


Se habló de la problemática de los puntos de acceso a la red y la saturación de esta. Por un lado todos los intervinientes que hablaron del tema hicieron mención a la necesidad de hacer limpieza de desarrollos especulativos. Por otro lado se insistió en varias ocasiones sobre la necesidad de ejecutar los avales en caso que los proyectos no se terminen ejecutando. Esta necesidad creo que es compartida por todo el sector. La ejecución del aval implica la liberación de esa potencia reservada a un proyecto y la posibilidad de que entre otro proyecto más serio. Además la ejecución de los avales daría una señal muy clara al mercado señalando que los desarrollos especulativos iban a sufrir todas las consecuencias previstas por la ley. Al respecto, la Consejera de Industria de Extremadura, Olga García, una ingeniera muy bien preparada y con un dominio de memoria de las cifras, bajo un poco el nivel al tema de la especulación. Según los datos que ofreció algo más de 8.600MW han sido solicitados en su comunidad autónoma. Prácticamente todos ellos están siguiendo los trámites y la previsión que tienen es que la ejecución de esos proyectos sea superior al 90%. Y por supuesto, destacó que los avales se ejecutarían al finalizar el plazo correspondiente.


Mi impresión personal


Hasta aquí el resumen. Mi impresión personal es que ya estamos en la transición energética y todo el mundo lo sabe. Y lo que es mejor, todos ya están trabajando para que sea posible. En el 2013 a la UNEF no la recibía ni en su despacho el Secretario de Estado de Energía, el Sr. Nadal. En 2019 hemos tenido en nuestra casa a la Ministra, a la Unión Europea… en el aspecto estético está clara la relevancia. Y en el aspecto formal también ha quedado más que demostrado.


Si se cumple lo que dice el PNIEC, sería muy mala noticia. Porque hay avidez de mucho más y en esta ocasión es porque, debido a la elevada competitividad que impregna a las renovables hoy, el mercado lo demanda. Mi compañera de trabajo Mar, también asistente al Foro, en un momento en que le hable del mercado se ponía las manos a la cabeza. Porque ella y yo, somos conscientes que esto no es cuestión de mercado. Es una necesidad medioambiental. Ese es el foco. Pero, y a ella se lo hacía notar, he de decir que digo “mercado” con un cierto regocijo y sorna. Las renovables han sido atacadas durante muchos años porque no entraban en criterios de mercado, normalmente por los amigos de lo contaminante. Pues bien, señores amigos  “del mercado”, ya podemos decir que las renovables y especialmente la fotovoltaica, son las energías más económicas en el mercado. Señores contaminantes, los renovables ya no vamos a por ustedes. Ahora es el mercado el que va a por ustedes.


Hecho este inciso, decía que sería muy mala noticia el cumplimiento de solo el PNIEC, porque las señales que da el mercado es que será más, mucho más. Lo que prevé el que les escribe y con los datos que tenemos en la mano de proyectos en marcha, es que en cuatro o cinco años lleguemos a ocupar al 100% de renovables en hora solar, con un gran predominio fotovoltaico. Esto provocará el primer reto: las nucleares. La mala gestionabilidad de las centrales nucleares hará que debamos decidir al mediodía que queremos parar, si renovables o nucleares. Y los paros de nucleares llevan muchas horas. Primero para pararse y luego para volver a potencia nominal. Es técnicamente imposible parar las nucleares españolas cada día unas cuatro horas. Es lo mismo que decir, que ya no se quieren nucleares. Sobre este tema hablaremos otro día más en profundidad.


Esta gran profusión de renovables en hora solar provocará caídas de precios de mercado en esas horas en 4-5 años y una minicrisis en la instalación de fotovoltaica en generación. Hasta que algunos empezarán a instalar baterías para derivar su producción solar a horarios nocturnos, con un precio más elevado. Ocupado el hueco de las horas solares por las renovables, será el mercado mismo el que va a provocar la instalación de sistemas de almacenamiento. Que pueden ser in situ, en las mismas centrales, o en instalaciones creadas ad hoc, si existe la reglamentación adecuada. Según se comentó en el foro, el coste de 1MWh almacenado en baterías es de 30-35€/MWh hoy. Esto significa que incluso algunas centrales fotovoltaicas podrían trabajar hoy con ello, aunque no tiene sentido habiendo espacio al mediodía. Pero la curva de descenso de costes actual nos lleva a precios de 10€/MWh almacenado en un periodo de unos 5 años. Y ahí será cuando tengamos la explosión de la “fotovoltaica nocturna”. Es decir, plantas fotovoltaicas diseñadas específicamente para almacenar parcial o totalmente la energía que generen de día, para verterla a la red de noche.


En fin, vienen grandes tiempos para la fotovoltaica en España. En los próximos días seguiremos hablando de los retos que vienen. Si han leído hasta aquí muchas gracias y bienvenidos de nuevo.

martes, julio 22, 2014

Un sistema eléctrico 100% renovable ¿Una utopía?

En este artículo veremos que un sistema 100% renovable es posible técnicamente con la tecnología actual. Pero desde el punto de vista de la ingeniería las cosas no son tan simples. No solo hay que evaluar si es técnicamente posible, sino los costes asociados a ello, las variables medioambientales…
 
El anterior artículo solo pretendía demostrar que la ‘demostración’ de que un sistema 100% no es posible fallaba por todos lados. Este artículo suscito diversas críticas diciendo que, a pesar de la mala argumentación, no era posible un sistema 100% renovable. En cierta manera aquí hay la lógica continuación. Como siempre en ingeniería las cosas no son blancas o negras. Veremos que posible es, pero plantearemos otra serie de dudas. La misión de este artículo no es llegar a una conclusión que requeriría un estudio de ingeniería complejo y costoso fuera de lo que puede abordar este blog y cualquier blog serio basado en hechos, sino que el articulo demostrará que es posible técnicamente y dejará abierta la posibilidad de si realmente tiene sentido a la espera de que algún organismo o empresa realice este estudio que, además, debería afinar técnicamente al detalle el sistema para que fuera lo más económico seguro, manteniendo la seguridad de suministro.
 
El caso de Islandia, un país con una generación eléctrica renovable del 99,998%
 
El tema es que ya existe un país que ya genera un 100% (99,998%) de su electricidad mediante renovables. Además es una isla y no tiene interconexión eléctrica con ningún otro territorio, es decir, es autosuficiente en el sistema eléctrico. Se trata de Islandia. Islandia es un caso de éxito a este respecto. Con un gran territorio a medida que fue expandiendo su energía hidroeléctrica, fue también expandiendo su capacidad de generación mediante energía geotérmica. Pueden encontrar más datos sobre Islandia aquí.
 
¿Un sistema 100% renovable para España es posible?
 
Por tanto la pregunta ya no es si es posible un 100%. Vemos que sí. Que ya hay un país que lo cumple. La pregunta ahora es si todos los países pueden ser 100% renovables. Yo seré menos ambicioso por falta de conocimiento de otros sistemas eléctricos. Replantearé la pregunta y nos preguntaremos ¿Es técnicamente posible que España sea 100% renovable? La clave, como mucho imagináis es la acumulación. Empezaremos con dos capturas de pantalla de Red Eléctrica de España de dos cosas importantes que suceden ya hoy en nuestra red eléctrica.
 
La energía solar, a las 2h00 de la madrugada estaba generando el 2% (707MW) de la electricidad de España el 22-7-14 Fuente: Red Eléctrica de España
El conjunto de la generación hidráulica (generación – consumo) energía hidráulica estaba acumulando la tarde hasta un pico de 1.316MW. Una tarde de verano con bajo consumo, una eólica generando el 34% de la electricidad y una solar generando el 16,7% de la electricidad permitieron pasar a la hidráulica a consumir (acumular). Fuente: Red Eléctrica de España 
Quizás esto sorprenda a muchos, pero el sistema eléctrico de España ya tiene una capacidad de acumulación importante. Se tratan de las centrales de bombeo. En el mundo hay 127.000MW de potencia instalada en centrales de bombeo, de los cuales 2.500MW están en España. Estas centrales se construyeron en su día para gestionar un problema a la inversa que las renovables que tienen las centrales nucleares. No son capaces de regular de manera eficiente, siguiendo la curva de producción. Por eso en muchos sitios en su momento, España entre ellos, se instalaron para consumir en los momentos que no fuera necesaria toda la energía nuclear generada para pasar a consumirlos posteriormente. Estas centrales funcionan bombeando agua a un depósito superior cuando acumulan y dejando caer esta agua hacia el depósito inferior para generar. La eficiencia de este sistema está entre el 70-75%. Esta pérdida de eficiencia es más que compensada por el mercado debido a la diferencia de precio que hay en las horas valle, respecto a las horas punta. En la actualidad, debido al incremento de consumo y el parón nuclear que se produjo en su día, estas centrales, que tienen un impacto medioambiental obvio, no son necesarias para la gestión de las nucleares y se usan con criterios exclusivamente mercantiles. La compañía eléctrica bombea (acumula) cuando la electricidad es barata y turbina (genera) cuando es cara. Los periodos baratos dependen del consumo y de la generación renovable. Cuanta más renovable hay, más barato es el mercado. Así que en realidad ya se están usando para acumular energía renovable. Como vemos cuando hay problemas técnicos en la gestión de la red por ciertas fuentes, en este caso fue la nuclear, la ingeniería da soluciones. Y también da soluciones cuando lo mismo sucede con las renovables.
 
Para empezar España está llegando a un límite en cuanto a integración de eólica en la red actual. Esto ya podría estar solucionado, pero desde instancias políticas se ha decidido actuar para que no sea así. Ya en 2010 el presidente de Red Eléctrica presentó un plan para la integración de más renovables en la red eléctrica previendo estos problemas. El plan consistía en elevar hasta 6.000MW los 2.500MW existentes de bombeo simplemente añadiendo tuberías de bombeo/turbinado entre embalses existentes a distintas alturas. Esto hubiera permitido integrar más energía renovable en la red y por tanto aumentar el porcentaje de energía renovable generada en la red eléctrica española. Además, para este plan que proponía ejecutar gradualmente hasta 2020, proponía que, debido a que los principales perjudicados por estos bombeos iban a ser las centrales térmicas al permitir más renovables, no podían ser gestionados por los mismos propietarios de las centrales térmicas. Proponía una gestión técnica y neutral controlada por REE que no tiene activos de generación.
 
Es decir aquí vemos una fuente de acumulación que ya existe en la red, que se puede ampliar hasta los 6.000MW de potencia con la acumulación que tengan los pantanos, con coste reducido hasta esta cantidad y que permitiría más renovables. Pero aún no hemos llegado al 100%. Tenemos varios acumuladores que pueden ser usados para llegar al 100% con la tecnología probada y en funcionamiento que tenemos hoy. Dejamos para otro día temas experimentales aunque estén muy avanzados. Para empezar los bombeos hidráulicos pueden ser aumentados hasta la capacidad que deseemos. Tiene un coste económico y tiene un impacto ambiental, pero técnicamente es posible. Además la capacidad es ilimitada ya que en caso necesario los bombeos se pueden hacer con agua marina. Eso, además, reduciría el coste ya que solo necesitaríamos un almacén superior, el almacén inferior nos lo ahorramos, es el mar. Por otro lado esto solo es posible con países con montañas cercanas al mar, pero España tiene multitud de sistemas montañosos cercanos al mar.
 
Por otro lado tenemos ya hoy una renovable que almacena y es capaz de generar las 24h del día, es la termosolar. En España ya existe una “pequeña” cantidad, equivale a casi dos Garoñas, 800MW en centrales termosolares con acumulación. Este medio de generación puede ser potenciado para añadir muchos más MWs con capacidad de acumulación y por muchas más horas que las actuales. La eficiencia de este sistema está alrededor del 90% y permite que las turbinas de las centrales termosolares trabajen siempre en el punto óptimo de eficiencia.
 
Y para finalizar tenemos el caso islandés, que nos muestra otro camino, como obtener una energía renovable las 24h del día, los 365 días del año. Puede que piensen que Islandia tiene un potencial geotérmico que ni de lejos se acerca al de España. La realidad es que según un reciente estudio de la Universidad de Valladolid el potencial geotérmico de España podría generar, el solo, cinco veces el consumo eléctrico actual. Por tanto es otra acción a considerar.
 
Como vemos técnicamente el 100% es posible. Ahora va mi valoración personal a modo de resumen. Conviene no obsesionarse con ciertas metas y más cuando en este país no somos capaces, por motivos político/empresariales simplemente de poner más renovable porque el gobierno no quiere crear un marco normativo adecuado para incrementar esos 2.500MW hasta los 6.000MW necesarios para seguir incrementando las renovables en el sistema eléctrico sin necesidad de más centrales convencionales e incluso con la posibilidad de cerrar unas cuantas sin perjudicar la estabilidad de la red. Por otro lado es posible que el coste para pasar de una gran cantidad de generación renovable, pongamos el 80% al 100% sea importante. Posible, si, pero a un coste que quizás no queramos asumir. Mi propuesta sería llegar a este 80%, lo cual exigiría centrales térmicas flexibles que descartarían, por supuesto, la nuclear por obvios motivos técnicos. Ir  trabajando por ello. Haciendo un plan que se re-evaluaría cada 10% y se vería si realmente todo funciona como lo esperado. A partir de ese porcentaje se podría hacer un plan para llegar al 100%.
En todo caso el detalle de cómo sería técnicamente un sistema 100% renovable y sus costes, no solo económicos, sino medioambientales y sociales, debería ser objeto de un profundo estudio que no estaría mal que realizara el gobierno o, si está dentro de sus funciones, alguna empresa como Red Eléctrica de España (que es la empresa que conoce más la red de transporte española y como se regula, no habría nadie mejor y hasta el momento ha actuado siempre con una gran independencia respecto a los intereses del mercado eléctrico).
 
Para finalizar unos detalles técnicos que siempre suelen salir. Me adelanto a ellos. En estos momentos tanto la solar fotovoltaica, como la termosolar, como la eólica tienen capacidad de estabilizar la frecuencia de red y de proporcionar inercia al sistema. En las termosolares es inherente a su tecnología. En la eólica, mediante circuitos electrónicos adicionales, se hizo obligatorio a partir de 2008 para todas las plantas posteriores y parte de las que se habían construido anteriormente. Para las fotovoltaicas, también mediante circuitos electrónicos adicionales, se hizo obligatorio en 2010 para plantas anteriores y posteriores a esta fecha que cumplieran determinados requerimientos (potencia total y potencia en el nudo).

lunes, julio 21, 2014

¿El mito 100% renovable? (una crítica a un artículo de Naukas)

Hay artículos desenmascarando presuntos mitos de las renovables que claman al cielo. Solo en muy pocas ocasiones hago críticas de ellos, pero en esta ocasión no puedo evitarlo ya que hablamos de una web, Naukas, a la que tengo por seria (y realmente lo suele ser). En este caso nos vienen a vender que el 100% de renovable no es posible y que necesitamos a la nuclear. El artículo, lamentablemente, no se sostiene por ningún lado.

Nos referimos a “El mito 100% renovables” que contiene una serie de inexactitudes que desvirtúan totalmente el artículo. El artículo empieza así.

Lo que dicen los técnicos y las evidencias

“No es posible mantener una generación eléctrica estable de origen 100% renovable debido a la intermitencia y a la falta de una tecnología de almacenamiento adecuada. Siempre es necesario mantener un respaldo de fuentes convencionales”


Cuando uno lee un entrecomillado se imagina que una persona concreta ha dicho eso. No sabemos quién es. Pero en todo caso yo puedo presentar algunos técnicos que dicen lo contrario. Así que presentar como “lo que dicen los técnicos” un texto entrecomillado que no sabemos quién lo ha dicho, no parece el mejor inicio para un artículo serio. ¿Hay evidencias? No lo sabemos. En el artículo no se nos presentan las pruebas de que esto no es posible, sino tres casos particulares. Ninguno de ellos tuvo la intención en este momento de llegar al 100% de energía renovables, pero oigan, todos ellos llegan a porcentajes que en el que si todo el mundo fuera así, realmente podríamos decir que estamos en una situación completamente diferente a la actual.

El artículo dice:

Soy pro-renovables y considero que deberían ser –y sin duda lo serán– una parte importante del mix energético del futuro.

Pero también soy pro-aritmética


Y oiga, yo también soy pro-aritmética. Pero los números tienen que ser hechos juiciosamente y de nuevo, no veo ningún cálculo aritmético que me demuestre que algo es posible o imposible, solo tres casos particulares que nunca pretendieron llegar al 100% de renovable (el Hierro lo pretende, pero no hoy, en un futuro).  Para empezar, si somos serios tenemos dos temas encima de la mesa y no uno. El primer tema que se pone sobre de la mesa y al que, como digo, no responde el artículo, es si es posible un sistema 100% renovable. El segundo tema, en caso de ser posible, si es viable económicamente.

Las tres partes del análisis son: El caso danés, el caso de la isla de los atolones de Tokelau y el caso de la isla de El Hierro. Veámoslos uno por uno.

El caso de Dinamarca

Si la nuclear solo genera electricidad, las renovables solo generan electricidad (básicamente, excepto el agua caliente sanitaria) y las centrales térmicas generan electricidad  y si lo que queremos es hablar del mix eléctrico, lo normal es que para evaluar el efecto de las renovables, como mínimo, tengamos un ojo en el sistema eléctrico. Un ojo, o los dos.


Bien, en 1990 la generación del sistema eléctrico danés era de aproximadamente (solo tengo gráficas, no el número exacto, pero por las magnitudes sirve) 22TWh. Casi el 100% era generación térmica y el sector eléctrico emitió 83Mtm de CO2, 120Mtm SO2 y 82tm de NOx los tres gases de efecto invernadero.


En 2012 Dinamarca generó 29TWh eléctricos. El 47% con renovable.
La generación de gases contaminantes ese año fue:
CO2: 55Mtm = -33,73%
SO2: 2Mtm = -98,3%
NOx: 15tm = -81,7%


Además estas reducciones totales se han dado generando un 31,8% más de electricidad.
A mí esto me parece un señor recorte de las emisiones. Generar un 31% más de electricidad y reducir un 33% las emisiones de CO2 y casi eliminar el resto, es una reducción. Seguramente la apuesta danesa no solo son renovables, sino además mejora de las plantas térmicas existentes. Pero el modelo funciona. 

Lo que no se puede es juzgar si un sistema eléctrico emite más o menos analizando las emisiones de todo el país. Más datos, aquí: www.energinet.dk/SiteCollectionDocuments/Engelske%20dokumenter/Klimaog
Analizando el total. Si Dinamarca no consiguió bajar el 21% sus emisiones totales, si solo se quedó en el 10% menos, no es por un problema de las renovables, o no es un problema que puedan solucionar las renovables o la nuclear. Es por un problema se produce en la parte no eléctrica. Igual podía haber montado un artículo imaginando que hubieran optado por la nuclear y saldrían los mismos números. Porque el problema que tienen no está en la parte eléctrica.

El articulo en esta parte concluye:

Una mayor penetración de renovables no garantiza necesariamente una disminución importante de las emisiones de CO2. Depende de la fuente de energía que se utilice como carga base de la red. No es lo mismo utilizar para ello térmicas de carbón que ciclo combinado y/o nuclear.

Como he demostrado el problema no es la carga base de la red, sino que si pretendes evaluar las emisiones de un sistema eléctrico y lo que influye su carga base, no puedes tomar las emisiones de todo un país, sino solo las de un sistema eléctrico. Analizado de esa manera aunque tuvieses el 100% sin emisiones del sistema eléctrico, podrías tener más emisiones. Eso es maquillar las cosas para que salga lo que nos gusta. Si se tratase de evaluar la nuclear en un ejemplo práctico, no lo hubieran hecho de esta manera, sino de la racional. Las emisiones en un sistema eléctrico las generan los MWh, no la regularidad de las plantas y otros elementos. Para entendernos si genero en un sistema 10.000GWh de manera contaminante y mañana mismo paso a generar el 50% de manera renovable, a pesar de la inconstancia de esta, las emisiones se reducen prácticamente un 50%.

Y lo de "prácticamente" porque hay un tema de la eficiencia de las plantas que no generan a potencia nominal y esto dependerá del tipo de generación, de su capacidad de arrancar rápido, de la gestión de estas y de la cantidad de plantas que sean necesarias en mínimo técnico para garantizar la fiabilidad de la red, que ni mucho menos es toda la potencia renovable, ya que la renovable es inconstante, pero no impredecible. Solo tenemos que tener bajo control el posible error en la predicción de generación para las próximas 24h.

Es decir, el punto 1 no es correcto ni en base a los datos mostrados, ni en base a un análisis correcto.

El punto 2 tampoco es correcto. Parte de la base de una isla a la que se ha querido dotar de gran generación renovable, pero se ha mantenido conectada a red. Es decir, con un sistema no diseñado para ser 100% renovable (sino se hubiera desconectado de la red).

El caso de los atolones de Tokelau

Sin embargo, los datos de funcionamiento real no son tan optimistas, aunque se acercan bastante (88%) al estimado 90% de generación solar y 10% de generación diésel. En la siguiente tabla vemos que sólo se ha logrado que la energía solar genere 100% de la electricidad en determinados meses y en un solo atolón.

 
En el link que propone el mismo artículo al respecto (muy interesante, por cierto) dice: "The PV systems on each atoll were sized to provide 90% of the atolls’ electricity needs over the course of a year through solar electricity production. ", es decir, “Los sistemas fotovoltaicos de cada atolón han sido diseñados para suministrar el 90% que el atolón necesita a lo largo de un año mediante energía solar".


Por supuesto que solo se obtiene el 100% solo unos meses. Es que no es un sistema diseñado para generar el 100%. Los datos de funcionamiento real son prácticamente ajustados a lo previsto, es decir, optimistas. Se planificó para un 90% y se obtiene un 88%. Por cierto, que para evaluar un año de generación en un sistema solar, se necesitan los datos de un año. El informe del link ya avisa que solo son los datos de los cuatros primeros meses de operación. Meses en los que, por cierto, aún se está ajustando el sistema y no son significativos. ¿Alguien se imagina evaluar la confiabilidad de una nuclear por lo que pasa los primeros meses de operación?


De hecho del mismo link que aporta el artículo nos dice que el precio de la electricidad ha pasado (página 23) de 1,5$/kWh a 1,35$/kWh, es decir, se ha reducido el coste de la electricidad. Tema que no comenta el artículo a pesar de entrar en los costes. Si esto no es sesgo, que baje dios y lo vea. Las emisiones se redujeron un 90%. Por otro lado cualquiera que vea la configuración del sistema con un poco de idea técnica verá que el 100% es posible. Solo es cuestión de hacer la planta más grande y las baterías también. Es técnicamente posible. Pero, obviamente, entonces el coste de la electricidad sería mayor, probablemente mayor que el sistema diésel actual. Técnicamente es posible, económicamente hoy no. Pero el 90% lo tenemos ya técnica y económicamente en ese entorno.

El caso de la isla de El Hierro

Y aquí hay que decir que hay mucho politiquerío. Pero si somos serios nos hemos de ir a la información oficial del proyecto. Yo también he oído que algún político presentó esto como un 100% renovable hoy. Vamos a ver que dice la web de la empresa que desarrolla el proyecto "Gorona del viento":
Veamos la nota de prensa oficial: http://www.goronadelviento.es/index.php?accion=articulo&IdArticulo=149&am 

Yo veo que dice que  "Gorona del Viento El Hierro, S.A., ha cumplido con uno de los hitos más relevantes encomendados por la sociedad herreña en el camino hacia el 100% Energías Renovables.  Es decir que están invirtiendo para llegar al 100%, están en el camino, pero aún no han llegado a él.

De hecho en otro lugar de la web dice: http://www.goronadelviento.es/index.php?accion=articulo&IdArticulo=70& "La isla se autoabastecerá por energía limpia al menos en un 80%, en espera de la implantación total de otras fuentes energéticas"


Por tanto, de nuevo, nos encontramos que el artículo dice que no es posible el 100% mostrando casos particulares de proyectos que no tienen como objetivo hoy llegar al 100%. Normal que no lleguen si ese no es ese el objetivo. Nno me parece muy razonable criticar que no sea un 100% un proyecto que no tiene como objetivo el 100%.
Luego dice: La potencia eólica instalada en El Hierro es de 11,5 MW. Un reactor como el de la criticada planta nuclear de Olkiluoto en Finlandia tiene una potencia de 860 MWe y se calcula que costará finalmente unos 8500 millones de euros, con un sobrecoste sobre el previsto de unos 5500 millones.


Asumiendo una factor de carga generoso del 50% para el parque eólico (menos de un 25% sería algo más realista, como veremos más abajo) y uno tirando a lo bajo del 80% para la central nuclear, tenemos que el escalado del coste del proyecto de El Hierro a la potencia del reactor nuclear sería

860 MW/11,5MW × 80/50 × 67,5 M€ ~ 8.000 M€

Es decir, el coste por unidad de energía parece del mismo orden en ambos proyectos aún incluyendo el sobrecoste del reactor de Olkiluoto. No he escuhado a nadie utilizar ese coste como argumento en contra de la construcción de la CHE. Pero no se vayan todavía, aún hay más."


Pero claro, eso se da teniendo en cuenta varios factores incorrectos. Aquí ya rayamos el auténtico despropósito por varios motivos:

  1)      Los costes de un proyecto se encuentran por MWh (o kWh) no por potencia instalada.

  2)      Eso es en base a la potencia actual. Pero mirando la página web del proyecto vemos: www.goronadelviento.es/index.php?accion=articulo&IdArticulo=70&
"La demanda eléctrica en el año 2.005 fue de 35 GWh, y la potencia eléctrica actualmente instalada (Diesel) es de 11,36 MW. El ritmo de crecimiento actual de la demanda energética ha sido de un 8%; aunque se espera que se estabilice en el corto plazo (3-5 años) en un 4% anual."
[...]
"La demanda eléctrica prevista para el diseño es 48 GWh/año en el año 2.015, basada en la planificación energética de Canarias PECAN 2006; no obstante el dimensionamiento de la conducción de agua y los depósitos, debido a que no son ampliables de forma modular, se hará en base a la demanda prevista en el año 2.030. "
Es decir, tenemos una parte del proyecto dimensionado para 2015 (energía que no sabemos cuando se generará dada la actual crisis que ha reducido el consumo energético en España) y otra parte muy importante calculada para el consumo de 2030.
 

3)      Los costes MWh obtenidos para una planta nuclear y que están disponibles son para un funcionamiento cercano al 100%. Si analizamos debe ser peras con peras y manzanas con manzanas. En un sistema 100% nuclear los costes serían mayores, de igual manera que con un sistema 100% renovable, ya que ello implica que una energía intensiva en capital y con poco o nulo coste de combustible este parada ciertas horas en las que podría generar. El coste en capital es el mismo si se genera o no. Y por tanto el coste de la electricidad aumenta a medida que no se genera. No podemos comparar el coste MWh, cosa que no se ha acercado ni a hacer este artículo, de un sistema 100% con un tipo de energías, con otro coste que no es para un sistema 100%. Eso si, las renovables al ser diversas fuentes de energía, algunas de ellas con almacenamiento, tienen muchas más posibilidades de mitigar el coste extra de un sistema 100% renovable, cosa que no sucede mediante la energía nuclear.

  4)      No se puede comparar el coste de un sistema de 11,5MW renovable, con uno de 800MW. Obviamente si construyo una planta renovable de 800MW en lugar de una de 11,5MW, por economía de escala, sus costes serán muy inferiores.

Y para finalizar he de decir que encuentro la mayoría de artículos de Naukas muy acertados. Incluso los de este mismo autor (Naukas tiene varios autores), pero sinceramente, en este no ha estado muy fino.

lunes, marzo 03, 2014

Una visión energética del conflicto de Ucrania

Contrariamente a lo que se da a entender, mirando única y exclusivamente el factor energético, los intereses de la UE y de Rusia en Ucrania son exactamente los mismos. Más bien dicho, eran, porque realmente Ucrania ha perdido o está a punto de perder su posición estratégica en cuanto a suministros energéticos a Europa y, específicamente, en lo que al gas se refiere. Ucrania ya es un país que cuenta poco en la geopolítica energética y va a dejar de contar completamente en los próximos dos años.
Como veremos a continuación, reciclar y poner encima de la mesa las mismas conclusiones del 2005 en cuanto a la importancia estratégica de Ucrania en el transporte del gas de Rusia a la UE hoy, es cometer un error de bulto
Nuestra historia empieza en el año 1991. La URSS se desintegro totalmente. En ese momento se abrió un nuevo mercado para Rusia y para la UE. En los siguientes años muchos países pasarían a tener una dependencia total del gas ruso y otros de manera significativa. En el primer momento la única posibilidad de transportar por gasoductos el gas Ruso era a través de Ucrania y desde Ucrania a la República Eslovaca, de ahí a la República Checa, Alemania, Italia y Hungría.
Esto era una capacidad de transporte realmente baja y además, todo pasaba por un único camino aumentando los riesgos de suministro. Es por ello que ya desde el 1992 Rusia se planteo seriamente, no solo como evitar esto, sino además como aumentar la capacidad de suministro con Europa y, al mismo tiempo, que no pasase todo por Ucrania. Fruto de esta preocupación fue la puesta en marcha de el gasoducto Yamal/JAGAL, que iba directamente desde los campos de gas de Siberia, hasta Bielorrusia. Allí se dividía en dos. Por un lado una porción del gasoducto se dirigía a Polonia y Alemania y por otro lado entraba de nuevo en Ucrania y de ahí a a la República Eslovaca. Este gasoducto se puso en marcha en 1999.
Desde finales de 1990 tanto Rusia como la UE diseñaron diversos gasoductos destinados a disminuir los riesgos geopolíticos, pero estos proyectos no pasaron del papel y algunas presentaciones. Vendrían a ser los gasoductos “stream” todos ellos destinados a no pasar por Ucrania y Bielorrusia, países que se veían con gran preocupación por su inestabilidad. Es así que se proyecto el Blue Stream, para suministrar gas sin pasar por países con elevado riesgo geopolítico y suministrar a Turquía, Rumanía, Bulgaria y Grecia. El South Stream, para poder suministrar a los países anteriores, y además Italia, los países de la antigua Yugoslavia, llegando hasta Alemania y sin pasar por Turquía. Y finalmente el Nord Stream, para suministrar directamente a Alemania y de ahí a Holanda y Reino Unido.
Mapa con los principales gasoductos europeos. Fuente: Wikipedia. (r)Evolución Energética ha añadido las fechas de puesta en marcha de los principales gasoductos a plena potencia. Pulsar en la foto para para agrandar. No hagan mucho caso de "proposed pipeline". El status es el que indico.
Salvo el Blue Stream que ya se puso en marcha a medio gas en 2005, todo esto es posible que hubiera quedado en papel, sino hubiera sido por la primera crisis Ucrania – Rusia. Crisis hubieron desde la disgregación de la URSS, pero realmente seria fue la primera crisis de 2005. Como se ha dicho gran cantidad de gasoductos cruzan Ucrania en su camino hacia Europa. Inicialmente Rusia pagaba un 15% del gas que cruzaba Ucrania, luego renegoció esto para que fuera un pago concreto y no un porcentaje del gas y finalmente hubo la crisis ya que Ucrania no quería pagar el precio de mercado por el gas.
Hay que decir que en esto, como en casi todo en el tema energético, Rusia y la UE estuvieron de acuerdo. Rusia, obviamente, no quería subvencionar el gas a Ucrania, porque significaba perder dinero. Y a su vez la UE no quería que se subvencionase el gas a Ucrania, porque ello significaba una competitividad artificial de las empresas ucranianas al obtener la energía a un precio por debajo del que costaba en la UE.
En el 2005, como se ha dicho empezaron las crisis entre Rusia y Ucrania, lo que significo en muchas ocasiones que Ucrania cogía gas del gasoducto directamente, sin pagar. Lo cual provocaba que Rusia tuviera que desconectar el gasoducto hasta arreglar la situación. En 2010 se produjo la crisis más grave, y significó la interrupción del suministro durante varios días, pero para aquel entonces las horas de Ucrania como país estratégico en la distribución del gas ruso, estaban contadas.
Todos los proyectos posibles que daban el rodeo a Ucrania y Bielorrusia, el Nord Stream, el Blue Stream y el South ya estaban el marcha el 2010. El Blue Stream se puso en marcha en 2005 y operaba a toda potencia en 2010. El Nord Stream que conectaba directamente Rusia con Alemania por el lecho marino, se empezó a construir ese mismo año y entro a plena potencia el año pasado. Y el South Stream se empezó a construir a finales de 2012, esperándose su entrada en operación a finales del 2015.
De la primera crisis del gas Ucrania – Rusia en 2005 a hoy, la importancia estratégica de Ucrania ha cambiado radicalmente. Gracias a la puesta en marcha del Nord Stream, Ucrania ya no es necesaria para el suministro de gas al norte de Europa. Gracias al Blue Stream no lo es ya para Turquía, Grecia, Bulgaria y Rumanía. Con la puesta en marcha del South Stream en menos de dos años a Rusia le va dar igual lo que hagan Ucrania y Bielorrusia con los gasoductos que cruzan su territorio. Les puede cortar libremente el gas sin afectar al suministro europeo y al mismo tiempo ellos no pueden usar la llave de los gasoductos que cruzan su país para obtener ciertas concesiones de Rusia. Quizás por eso, la política de Rusia hacia estos países es posible que nos sea tan suave como era hasta ahora.
Los rusos no han dejado nada al azar. Sus reticencias con Ucrania después de las crisis anteriores son tan grandes, que incluso está planificado un pequeño gasoducto en Polonia, destinado a hacer de by-pass en un pequeño tramo que conecta el gasoducto Yamal con la República de Eslovaquia. Pero este estará en el 2020.
 Los intereses de Rusia y la UE a este respecto son los mismos. Gas, al contrario que el petróleo, en estos momentos hay mucho. La UE puede comprar a otros países. Rusia quiere vender gas a la UE y para ello necesita ser un socio fiable, que no se dedique a jugar con el grifo ni ella, ni los países por los que pasa su gas. Y para ello, como hemos visto, ha trabajado duramente para evitarlo. La UE necesita una seguridad energética y por ello está también en contra de cualquiera que corte su suministro de golpe. En 2007 el 80% del gas ruso destinado a la UE pasaba por Ucrania. Hoy ya solo pasa el 35% y cuando se ponga en marcha South Stream en 2015 pasará menos del 10% por Ucrania. Un vuelco completo. Algo en lo que han estado de acuerdo Rusia y la UE.
El 66% del gas de Rusia va a la Unión Europea. Solo en una de las crisis con Ucrania, la de 2010, Rusia dejo de realizar ventas de gas por más de 800 millones de € a la Unión Europea. La economía rusa no se puede permitir dejar de vender gas a la Unión Europea. Y al mismo tiempo la economía de la Unión Europea no se puede permitir dejar de consumir el gas ruso. Es una relación de dependencia mutua. Al final las cosas han cambiado mucho, el panorama energético también y realmente hoy Ucrania, contrariamente lo que pasaba hace 4-5 años, ya no pinta nada en el panorama energético. Cuando analicemos el problema de Ucrania, para los que quieran hacerlo, ya puedemos eliminar el tema energía de las ecuaciones.