¿Aumentan las renovables el riesgo de apagones en la red eléctrica?

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Hoy en día ya casi nadie duda de la necesidad de una transición energética desde el modelo actual, basado principalmente en energías fósiles, a uno fundamentado en fuentes de energía renovable. El sistema eléctrico, que supone un 30 % del consumo de energía primaria, es la punta de lanza de esta transición que, aun disponiendo de tecnologías maduras, no está exenta de dificultades.

Si bien la ley de cambio climático prevé una penetración de energías de origen renovable en el sistema eléctrico del 74 % en 2030 y del 100 % en 2050, a día de hoy no hay una idea definitiva de cómo debe ser un sistema eléctrico con una penetración de renovables más allá del 50-60 %. Aunque en una cosa sí hay consenso: el almacenamiento de energía va a ser crucial.

En el sistema peninsular, las energías renovables producen en la actualidad aproximadamente el 45 % de la energía eléctrica que se consume. La eólica y la solar suman el 32 %. En los sistemas insulares, a pesar de su enorme potencial, la generación en base a renovables es muy inferior: un 20 % en Canarias y un escaso 7 % en Baleares.

La transición es por lo tanto, si cabe, más apremiante en las islas. Además, estas conforman un banco de pruebas ideal para nuevas tecnologías que desempeñarán un papel fundamental en un sistema eléctrico 100 % renovable.

Dificultades y riesgos

Entre las fuentes de energía renovables se distinguen claramente dos tipos: las gestionables y las variables.

  • Las gestionables. Energías como la hidroeléctrica y la biomasa pueden producir energía a demanda, igual que las convencionales. Se integran en la red eléctrica sin dificultades, pero, desafortunadamente, su potencial de expansión está muy limitado por factores geológicos y geográficos. Las principales cuencas hidrográficas ya están siendo utilizadas y la producción de biomasa está limitada por la cantidad de bosques existentes o compite con la producción agrícola.

  • Las variables. Estas renovables, como la eólica y la solar, producen energía solo cuando el recurso está disponible. Tienen un gran potencial de expansión, pero como su nombre indica, no están siempre disponibles. Aquí radica la dificultad para ser integradas en la red eléctrica. Para lograr una gran penetración, es necesario disponer de suficientes mecanismos de respaldo en forma de almacenaje o fuentes de energía gestionables para cubrir los periodos de baja producción.

La red eléctrica también es susceptible de sufrir fallos que den lugar a apagones. Estos errores pueden deberse a problemas en la generación, como la avería de un grupo en una central, o a algún fallo en el sistema de distribución, como puede ser la caída de una línea. En ocasiones, un fallo aleatorio puede desencadenar un apagón en cascada que puede afectar a una gran parte o a la totalidad de la red eléctrica.

La frecuencia (cuántos apagones hay cada día) y su alcance (cuántos clientes se ven afectados), junto con el coste económico asociado, permiten cuantificar el riesgo de estos apagones y evaluar la resiliencia de la red. En una red con una alta penetración de renovables, la ocasional insuficiencia de generación debida a la variabilidad se suma a los fallos aleatorios, pudiendo aumentar el riesgo de apagones.

Evaluamos el riesgo para distintos escenarios

Una gran inclusión de renovables en el sistema eléctrico exige, por tanto, planificar detalladamente cómo se va a gestionar la variabilidad teniendo en cuenta el coste-beneficio de los métodos de control.

Las dos estrategias más extremas son las siguientes:

  • Mantener suficiente capacidad de generación gestionable (renovable o no renovable) como para cubrir los periodos de baja o cero producción de las renovables variables, con el correspondiente sobrecoste económico pero con un bajo riesgo.

  • Añadir renovables variables sustituyendo a las centrales convencionales al acabar su ciclo de vida, con el consiguiente ahorro económico pero con un alto riesgo.

En un reciente estudio, hemos evaluado el riesgo de apagones en el sistema eléctrico balear al aumentar la penetración de renovables (energía solar fotovoltaica en este caso) y reducir la correspondiente capacidad convencional. Además, hemos considerado un almacenamiento equivalente a tres días de producción renovable. Así, hemos observado que el riesgo aumenta cuando el ratio de generación fotovoltaica supera el 40 % (caso estándar en la figura 1).

Este resultado se explica porque, en ocasiones, debido a una puntual baja insolación, sobre todo en invierno, y a pesar del almacenamiento, el 60 % de generación convencional ya no es suficiente para asegurar el suministro de energía en toda la red. Conseguir penetraciones de más del 40 % requiere, por lo tanto, medidas adicionales.

Para penetraciones medias, las energías renovables disminuyen el riesgo de apagones gracias a una generación más distribuida, que disminuye la carga de las líneas y reduce el impacto de un posible fallo en las lineas de transmisión.

Potencia gestionable de refuerzo

Las renovables variables pueden proporcionar el 80 % o más de la energía que necesita el archipiélago, pero mantener el riesgo de apagones en los niveles actuales requeriría instalar una sobrecapacidad de generación considerable.

La linea azul en la figura 1, por ejemplo, muestra el riesgo cuando la potencia solar instalada es el doble que en el caso estándar. Esto aseguraría el suministro en los momentos de más baja producción, manteniendo el riesgo por debajo de uno incluso con penetraciones por encima del 80 %. No obstante, esta sobrecapacidad supone un coste añadido.

A pesar de la gran cantidad de energía excedente, sobre todo en verano, este escenario requiere aún una potencia convencional (gestionable) instalada del 20 %, que a lo largo de un año puede llegar a generar hasta el 30 % de la energía consumida.

Idealmente, esta potencia gestionable podría ser también de origen renovable (no variable) o procedente del almacenamiento de los excedentes en forma de hidrógeno, hidráulica reversible, baterías, etc.

En un trabajo posterior (aún en curso) hemos comprobado también que optimizar la posición de la generación renovable y el almacenamiento puede disminuir el riesgo de apagones respecto al caso aquí considerado, con la generación renovable uniformemente distribuida, reduciendo algo la necesidad de sobrecapacidad.

El límite está en el 80 %

Resumiendo, nuestro análisis del riesgo de apagones con una creciente penetración de energías renovables variables muestra que no hay grandes dificultades en llegar a cubrir el 40-50 % de la demanda eléctrica, pero que llegar a cotas mucho más altas requiere de medidas adicionales como sobrecapacidad de generación o sistemas de apoyo.

Consecuentemente, el precio de generación de las renovables variables es muy competitivo en el escenario por debajo del 50 %, donde no se requieren sistemas de control adicionales. Sin embargo, en un escenario con el 80 % o más de renovables variables, aumentan los costes debido a la necesidad de sobrecapacidad, almacenamiento y equipos de apoyo para mantener el riesgo bajo.

Nuestros modelos muestran que no sería viable sobrepasar el 80 % solo con renovables variables sin aumentar en gran medida el riesgo de apagones. Para alcanzar el 100 % de generación eléctrica son imprescindibles las fuentes de energía renovables gestionables para la fiabilidad del sistema.

Finalmente, cabe indicar que los métodos de control de la demanda en momentos de baja producción de las renovables variables o medidas de reducción del consumo permitirían reducir la necesidad de sobrecapacidad de generación y el riesgo de apagones. Estas posibilidades no han sido contempladas en nuestro trabajo, y el análisis económico y societario de todas estas medidas requiere de un estudio detallado e interdisciplinar.

Este artículo fue publicado originalmente en The Conversation. Lea el original.

Damià Gomila Villalonga recibe fondos del Ministerio de Ciencia e Innovación (España), Agencia Estatal de Investigación (AEI, España), del Fondo Europeo de Desarrollo Regional (FEDER, EU) a través del proyecto PACSS (RTI2018-093732-B-C22) y del programa de Unidades de Excelencia María de Maeztu en I+D (MDM-2017-0711).

Pere Colet recibe financiación del Ministerio de Ciencia e Innovación (MCIN), la Agencia Española de Investigación (AEI) y del Fondo Europeo de Desarrollo Regional (FEDER) de la Unión Europea a través del proyecto PACSS (RTI2018-093732-B-C22) y del Programa de Unidades de Excelencia María de Maeztu en I+D (MDM-2017-0711).

Benjamín Carreras Verdaguer no recibe salario, ni ejerce labores de consultoría, ni posee acciones, ni recibe financiación de ninguna compañía u organización que pueda obtener beneficio de este artículo, y ha declarado carecer de vínculos relevantes más allá del cargo académico citado.

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