El Evento Ribera: aspectos técnicos.

Empeorando, #AsPredicted.

Prólogo.

El miércoles 22 de Mayo de 2024 se produjo un evento poco habitual (de momento) en la red eléctrica española.

Dicho evento causó que se desconectase toda la reserva de clientes interrumpibles durante las casi 3 horas que tienen de tiempo por contrato. Este mecanismo es conocido como SRAD, acrónimo de Servicio de Respuesta Activa de la Demanda, y consta por que bajo determinadas circunstancias excepcionales, con un cierto tiempo de preaviso, se les corta el suministro a usuarios de una cierta importancia (es decir, consumidores de una potencia elevada) con los que se ha firmado un contrato que contempla estas circunstancias excepcionales (de momento).

Dada la excepcionalidad, algunos medios se hicieron eco de este hecho, si bien apenas pasó desapercibido.

Cuáles son esos medios que trataron el tema es relevante y revelador a la vez, tanto como el tratamiento que hicieron ambos, así como la respuesta del público.

Uno de esos medios, que apenas dedicó unas pinceladas, directamente echaba las culpas a la nuclear, y, además, cándida y erróneamente decía sin tapujos que más renovables implicaba que este tipo de eventos serían aún más excepcionales.

Otros se rasgaban las vestiduras por la presunta avaricia de los ciclos combinados a los cuales culpan de todos los problemas habidos y por haber.

Ambas explicaciones son absolutamente falsas y sin base, incluso la primera es totalmente contraria a la realidad.

El objetivo de esta serie de artículos precisamente intenta abordar cuales fueron las causas reales, qué se puede aprender de estas casusas, cómo pueden afectar los planes de crecimiento futuro a este tipo de eventos, las causas de las respuestas tanto de los medios de comunicación como de la opinión pública al respecto, y qué cabe esperar.

No esperen un análisis simple ni corto.

El Evento, a trazo grueso.

El tema aparentemente es simple: el miércoles 22 de Mayo de 2024 se produjo una situación de falta de estabilidad en la red eléctrica española sobre las 21:00 que llevó a que se aplicase excepcionalmente el mecanismo de gestión de la demanda conocido como SRAD.

La explicación que algunos medios han dado es que hubo un reactor nuclear que tuvo que parar de emergencia, y que además fue muy rápido, lo que obligó a un corte de suministro de más de 609 MW a casi todos los suscriptores del SRAD, y durante las casi 3 horas que está previsto que dure la interrupción de servicio.

Cierto contacto me ha comentado que ese corte se hizo porque no había tiempo material de respuesta y que la desconexión ultra rápida de la nuclear no daba tiempo a ir poniendo en línea más generación, lo que provocaría una bajada inaceptable de la frecuencia de red (el criterio principal de estabilidad, antes incluso que los márgenes de tensión), llevando a un posible apagón.

Esa explicación me resulta convincente y con conocimiento de causa… excepto en un punto: la “desconexión ultra rápida” de una central nuclear.

En La Lavadora de Medianoche ya mencioné la lentitud de respuesta de las nucleares, especialmente las que tenemos en España, a diferencia de las francesas, pensadas para un servicio más rápido, lo que tampoco significa tanto.

Además, cierto comentario llegado de otra parte me hacía saber que, en realidad, el problema era de otra fuente muy diferente de la que nadie quiere hablar ni acusar: la eólica.

Lo que ninguno comentaba, quizás porque resulta precisamente obvio, es que ese evento sucedió en un momento muy particular del día. El factor tiempo siempre es el relevante, es la diferencia entre energía y potencia, y este es otro caso típico de potencia.

Concretamente del pico de consumo de potencia, como de costumbre tras la puesta del Sol, y en lo que es conocido como la Curva del Pato, justo en su cabeza.

Por tanto, y ante tantas noticias, comentarios, explicaciones, opiniones con y sin base, se impone hacer lo que toca hacer en estas circunstancias: analizar los datos que tan correctamente nos suministra la REE.

Datos que se comprueban y se analizan, pero no se discuten. La realidad, que es la dueña y señora de todo.

Big Data a vista de pájaro.

Así pues, lo primero es ir a la fuente: la REE, y bajarse los datos de estructura de producción de ese día completo. La página Web de la REE es bastante visual y muy interesante de utilizar de forma interactiva, así que animo al lector a que la visite. Aquí, de momento, voy a poner una captura de pantalla de esa estructura de generación tal y cómo sale en la Web.

Aunque la página es muy visual, al final lo que importa son los números, y lo mejor que tiene la REE es que los exporta en varios formatos muy interesantes, lo que permite meterlos en una hoja de cálculo.

De esta forma, se puede sacar de forma individual o agregada cada fuente, se pueden hacer simulaciones, escalados, comparaciones, etc. En este caso, básicamente haremos, de momento, lo primero: vamos a analizar cada fuente de potencia cómo fue evolucionando durante el día.

Resulta de lo más esclarecedor.

Empecemos, pues, por el principio.

Nuclear.

Si le echan la culpa de todo a la energía nuclear, pues ésta puede ser una buena manera de empezar el análisis. Al fin y al cabo, por algún lado hay que empezar, ¿no?

Según la misma REE, hay un total de 7117,29 MW de potencia nuclear instalados, y ya sabemos que suelen estar trabajando a todo trapo todo el rato.

Aun así, hace unos meses que se comenta que algunos reactores se han parado por asuntos económicos. Pues esta gráfica más o menos demuestra exactamente esto.

El título contiene la coletilla “absoluta” por una razón interesante. Hace referencia a que la gráfica tiene el eje vertical completo, “absoluto”, es decir, referenciado a 0. Es la mejor manera de ver las cosas como son en su valor completo, aunque no hay comparaciones en este caso.

Lo más destacable: la potencia está plana (aparentemente) alrededor de 5000MW (de los 7117, eso demuestra que al menos dos reactores o centrales están, efectivamente, parados) hasta alrededor de las 16:30 de la tarde, momento en que empieza una rampa suave, lenta, de bajada, que culmina alrededor de las 23:15 de la noche.

Eso demuestra claramente que no hubo ninguna desconexión ultra rápida de una central nuclear. Sí que hubo un parón de un reactor o central nuclear completo de 1000MW, un GW de potencia “de nada” (sobre un consumo de alrededor de 30GW de pico).

Eso valida mis sospechas que la nuclear no fue directamente la culpable. Su tiempo de parada fue el relativamente normal, en forma de la típica rampa lenta. De varias horas, y encima empieza pronto en la tarde, antes de la Cuesta del Pato.

Sin embargo, a simple vista se ven algunas variaciones rápidas en algunos puntos que indican que hay algo más, presumiblemente problemas, y que probablemente tengan que ver con la causa de la parada.

Pero no se ven bien.

Por eso conviene “ampliar” la gráfica en el eje vertical, recurriendo al sistema habitual para estos casos que es el truncado de la escala, es decir que sólo se muestra el trozo que va de 4 a 5,5 GW. Eso permite ver en detalle los sucesos de una generación tan “plana”, tan rígida.

Eso es lo que se explicó antes con la coletilla de “absoluta” de la gráfica anterior, frente a la gráfica siguiente que lleva la descripción de “truncada”. Observemos que los datos son exactamente los mismos, sólo cambia la escala vertical para poder apreciar más los detalles, para aumentar la resolución.

Resulta muy llamativo, ya que se observan cosas que en la anterior gráfica pueden pasar desapercibidas.

Lo primero, es que ya hubo un bajón que empezó alrededor de las 10:00, para posteriormente remontar ligeramente, seguido de una bajada brusca al principio de la rampa de bajada, sobre las 16:30.

Estas variaciones en un tipo de generación que suele ser más llano que mi encefalograma es sumamente revelador, e indica que hubo algún tipo de problema ya por la mañana, que llevó a la opción de apagar el reactor de forma controlada ya sobre las 16:30.

Esas variaciones bruscas por la tarde, así como la parada final sobre las 23:10 no son indicadores de una parada preprogramada con antelación.

Sin embargo, si el evento tuvo lugar a las 21:15, queda en evidencia que NO fue culpa de la nuclear.

Como mínimo se sabía desde las 16:30 que se iban a ir 1000 MW de generación para la hora punta. Muy probablemente la REE ya estuviese al tanto a media mañana con la fluctuación de las 10:00.

Que no fuese claramente un problema con la nuclear, no significa que esto no fuese un problema. Al contrario.

Sin embargo, queda meridianamente claro que no es El Problema, ni el culpable de la decisión de cortar consumo.

Ergo hay que seguir investigando.

Ciclos Combinados.

Los siguientes en la escala de sospechosos, son los Ciclos Combinados. Para muchos suelen ser los primeros de la lista de malvados, pero dado que el dedo acusador de ciertos medios se había posado sobre las nucleares, pues los he dejado como segundos.

Obviamente es el segundo natural, el primero que aparece una vez el acusado queda “absuelto”.

Así que vamos a echar una ojeada a la producción de los mismos. Esta vez sólo en escala absoluta.

Como se puede observar, parece una colina por la mañana, y el Everest por la tarde. Sin embargo, una ojeada rápida muestra que el pico es de sólo 5GW, más o menos del mismo orden de magnitud que la producción nuclear a primera hora de la mañana.

Poco: la potencia instalada es de 26250 MW aproximadamente. Una quinta parte, y eso durante el pico de producción.

Pico muy estrecho, pero que mucho, y que dura apenas tres horas.

Obviamente, se ve rápido que esta curva es muy variable, en comparación con la rígida nuclear. Así mismo se ve un valle muy llano durante las horas centrales del día.

Y también llaman la atención una serie de “rellanos”, especialmente en el pico de producción.

Obviamente, en ningún momento se pararon todas las centrales de ciclos combinados, dejando una reserva de alrededor 1200MW funcionando durante las horas centrales del día.

Por tanto, queda demostrado que los CC reaccionaron al evento, o, al menos, al pico de la demanda.

Insisto, aquí se nota la Curva del Pato.

Por eso, antes de profundizar en el análisis de los CC para establecer un veredicto, es conveniente pasar al siguiente productor relacionado con el ánade:

La Hidráulica.

Afortunadamente estamos en un buen momento en cuanto a llenado de los embalses, lo que nos permite aprovechar una de las mejores fuentes de potencia eléctrica, tanto por su capacidad de respuesta, como por su capacidad de almacenamiento (limitado) que tenemos.

Esta capacidad de almacenamiento, catalogada como bombeo con razón, hace que esta curva sea la más curiosa de todas: no sólo es absoluta, es que tiene valores negativos.

En las fechas del evento, hay instalada una potencia de generación hidroeléctrica de 17097,41 MW, mucha menos que los CC. Y además una potencia de turbinación de bombeo (o sea, potencia consumida para almacenar energía aguas arriba, pero que en algunos casos puede ponerse para generación) de 3331,4 MW.

Se observa cómo también tiene dos montañas separadas por un valle, y que el pico absoluto, durante el evento, ronda los 10GW, el doble que la nuclear y los CC. Y el pico de la mañana es de 8GW, nada desdeñable.

Además, de nuevo, se ven unos “rellanos”, de facto una especie de “dientes” tanto en bajada matutina como en la rampa de subida de la tarde noche. Estos puntos son importantes y reveladores, pero mejor se dejan para más adelante en esta serie.

Lo importante por ahora, son los picos coincidentes con los CC de la mañana y la noche. El pico matutino viene seguido de una fuerte bajada, paradas de centrales y grupos tanto en Hidro como en CC, y lo llamaremos La Caída del Pato.

La rampa mucho más pronunciada de la tarde noche es La Cuesta del Pato, y es brutal: se pasa de bombear casi 1GW (en negativo) a producir casi 10GW en cinco horas y media (de las 16:30, hora en que empieza la rampa de bajada de la nuclear, hasta las 22:00 en que se produce el pico).

En los momentos más duros de esa ascensión estamos hablando de 8GW en dos horas y media, ahí es nada. Eso implica arrancar 3.2 GW de potencia cada hora.

Los que no estén familiarizados con el extraño nombre de La Curva del Pato, deberán esperar hasta que analicemos la siguiente fuente de energía:

La Fotovoltaica.

La estrella indiscutible de las renovables tiene su protagonismo en este análisis, como era de esperar, así como en la situación actual general de la electricidad en este país, así como en Alemania y California, por cierto.

Aquí tenemos una curva de producción típica como pocas:

Esta curva es la responsable de las dos curvas características de la Hidro y los CC, con los dos picos, el matutino y el vespertino.

Pero para entenderlo, hace falta ver la siguiente gráfica de Hidro + Fotovoltaica:

Lo que se ve es la hidroeléctrica en azul, y la suma de la misma con la fotovoltaica en naranja.

No se ve en toda su magnitud, pero esta es la fuente del nombre: La Curva el Pato. Se puede observar claramente cómo justo en los dos picos de la hidro es dónde divergen las dos curvas.

Para verlo de forma más clara:

Ese es el origen del nombre La Curva del Pato. Y se puede observar que es enorme en el caso del día del evento (como el resto de los días de esa semana, por cierto).

Lo importante aquí, sin embargo, es que, a la hora del evento, a las 21:15, no había nada de producción fotovoltaica: era de noche.

Pregunta retórica: de noche ¿Cuánta fotovoltaica se debe añadir para producir toda la potencia necesaria durante el pico de consumo?

Este efecto de curioso nombre tiene unas implicaciones tremendas y muy relevantes justo para el análisis que tenemos entre manos. Por eso van estas tres fuentes juntas.

Pero antes de pasar a analizar el asunto ánade y ciertos piquillos que aparecen por ahí, terminemos de ver el resto de aportaciones relevantes.

Intercambios internacionales.

Aunque sean de un monto no muy elevado, fruto de las escasas conexiones (recordemos eso de que somos una “isla energética”), siempre es relevante el analizar esta parte.

Lo más evidente es cómo cambia de signo cuando cae la fotovoltaica… y así se mantiene casi todo el rato.

Resulta evidente: exportamos fotovoltaica, esa que no se vende pero se regala, para luego importar durante el pico de demanda al precio más elevado. Es una curva muy parecida a la de los CC y de la hidro, sólo que de valores absolutos menores (3GW en ambos sentidos), y encima simétricos respecto de cero.

Eólica.

No podíamos terminar el análisis sin contemplar la eólica, de la que nadie habló tras la crisis, el evento.

Según la REE, hay instalados 31016,878 MW de potencia, 31GW, más que ciclos combinados. Sin embargo, el pico de producción estaba por debajo de los 7, un 22%.

Echemos una ojeada:

A destacar que es mayor durante las horas nocturnas, y menos justo cuando vamos sobrados de fotovoltaica, aparentemente, pues, benigna para el caso, ¿no?

Un repaso.

Bueno, con esto ya tenemos los datos de producción por tipo, que es lo que mucha gente medio analiza, y de estas gráficas ya se saca claramente que la nuclear falló, pero a horas mucho más tempranas de lo previsto, dando así una “coartada” plausible en contra de lo que se ha publicado.

Sin embargo, el problema sucedió, así que hay que seguir buscando las causas de dicho problema.

Para el ojo entrenado, hay sospechas fundadas y un claro candidato, pero para demostrarlo hay que mirar más cosas en otros lados.

Además. este análisis no es para gente del sector que sabe bien lo que se mira y rápidamente ve qué datos hacen falta. Y para entenderlo todo, hay que volver a explicar, con más detalles, el asunto este de la Cuesta (y de paso, la Caída) del Pato.

Glitches.

Durante el análisis anterior se han comentado algunos elementos curiosos tanto en la curva de los CC como de la hidro.

Este tipo de elementos, en jerga laboral del autor, se denominan “Glitches”, y son muy relevantes para el asunto que tenemos entre manos.

Porque la clave de lo que pasó, y de lo que va a pasar de forma cada vez más habitual, de lo que está pasando ya en California y que ha pasado en otros países, se halla en esa Cuesta, la Subida del Pato, o lo que es lo mismo, la Caída de la Fotovoltaica.

El asunto va de la intermitencia e inestabilidad de la fotovoltaica. Eso implica que hay que prever una serie de centrales que tienen que entrar en determinados momentos, con determinadas potencias, para poder cubrir esa caída de la demanda con el suficiente margen como para mantener la red estable.

Las curvas tanto de la hidroeléctrica como de los ciclos combinados son muy llamativas. Si sumamos el cambio de casi 6 GW de los intercambios internacionales (de exportar 3 a importar 3), queda en evidencia del esfuerzo que impone la intermitencia inevitable de este tipo de generación.

Es precisamente este tipo de coordinación, especialmente entre la hidro y los CC la causa de esos glitches, de esos picos, ondulaciones, oscilaciones y rellanos en ambas curvas.

Estos efectos se deben precisamente a la entrada de nuevas unidades de generación de otro tipo.

Veamos, hay que meter más de 17GW de potencia en muy pocas horas, menos de cuatro. Aunque el total de subida sea más largo, el gran crecimiento de potencia controlada se concentra en apenas dos o tres horas (aproximadamente de las 19:00 a las 21:00 o algo más). Se ve claramente en las curvas tanto de hidro como de CC lo abrupto de esta subida.

En la gráfica adjunta, marcados dentro de círculos rojos, se pueden ver los glitches a los que hace referencia esta explicación.

Para explicarlo, tomemos por ejemplo dos unidades, una de CC y otra de Hidro, ambas de 1GW de potencia nominal (máxima para el caso).

Estas centrales tienen un margen de potencia que depende del tipo y potencia. Para simplificar, voy a suponer que ambas tienen un margen que va de los 200MW a los 1000MW (o sea, 1GW).

Cuando empieza la Subida, algunas centrales de CC están trabajando cerca de ese mínimo, y poco a poco el sistema va subiendo la potencia que éstas tienen que entregar. Así, cuando la central de ejemplo está cerca de los 900MW, llega el momento de “entrar”, es decir, conectar a la red la unidad hidroeléctrica que ha estado preparándose.

Cuando ésta entra, mete de golpe y porrazo 200MW, lo que implica que la central de CC tiene que bajar de 900 a 700 momentáneamente, hasta que la demanda de ambas suba, lo que sucede por la caída del Sol, y por tanto, de la Fotovoltaica. Cuando éstas están cerca de los 900 o 950MW, va siendo hora de que entre otra, con lo que de nuevo ambas tienen que pegar una bajada de potencia suministrada para compensar la conexión mínima de la nueva.

Si las que van entrando son de otro tipo, es decir, entra una de CC, entonces se nota la bajada en la hidro. Si lo que entra es la hidro, entonces es en los CC dónde se nota la bajada.

Eso es el tema de esos glitches u ondulaciones que vemos en ambas gráficas: la entrada de producción de nuevas unidades.

Pero, por otra parte, una cosa es el momento en que tienen que entrar, y otra es ponerlas en marcha para que suministren la potencia a tiempo en la red.

La hidro, si tiene agua, puede arrancar en tan poco tiempo como 15 minutos (si es pequeña), y generalmente son rápidas en entrar.

Si hay agua (el día del evento había mucha, pero dos meses antes, en plena sequía, apenas había, y sigue bajo mínimos en algunas zonas).

Pero los CC tardan más. En el caso de una parada en caliente, el tiempo de arranque está en el orden de 45 minutos o similar para la turbina, y hasta 75 – 80 minutos para la potencia completa, es decir, para que termine de entrar la turbina de vapor.

Eso, si esa central está en condiciones, por ejemplo, si ha estado funcionando por la mañana.

Pero si ha estado parada mucho tiempo, puede necesitar bastante tiempo para “aclimatar” la turbina de gas, y eso es del orden de hasta 10 horas.

Previsiones y meteorología.

El resultado neto de todo esto, es que, para poder cubrir la Cuesta del Pato, horas antes tienen que ir arrancando las diferentes unidades que van a participar en cubrir el problema que nos mete la fotovoltaica.

Eso implica previsión de las necesidades y de las capacidades de producción de cada tipo con horas de antelación. Habitualmente se suele trabajar en dos horizontes de previsión: 24 horas (un día entero, D+1) y 3 horas (H+3).

El primero sirve para ir coordinando qué centrales de CC van a estar preparadas para cubrir el pico nocturno. El segundo, para terminar de ajustar entre las que hay si hay que acelerar o retrasar, o incluso no entrar en absoluto.

Y esa previsión pasa, sí o sí, por la previsión meteorológica.

Tanto para la fotovoltaica, como para la eólica.

Las necesidades de consumo son más previsibles, con diferencia, y el ajuste lleva décadas demostrándose válido.

Eso es exactamente lo que falta en el análisis del problema. Hemos visto las producciones reales, pero no hemos visto las previsiones sobre las cuales se hacen los cálculos y planes de arranques y capacidades de reserva.

Este último elemento es el relevante aquí: la capacidad de reserva necesaria, es decir, aquellas centrales CONTROLABLES que tienen que estar listas para entrar en diferentes puntos, generalmente las de reserva en sincronía (entrar en menos de 5 minutos) y las no sincronizadas (para entrar en 15 minutos o así).

Pero no sólo hay estos dos tipos de centrales de reserva. También están aquellas que pueden entrar en un plazo más largo, de alrededor de hora y media.

Centrales que puedan hacer esto último, sólo las hay de dos tipos: hidro y gas. Y no todas están disponibles para hacerlo en cualquier momento.

La hidro depende de la situación hídrica: ¿sequía?¿pantanos llenos?¿qué pantanos?

Respecto de las turbinas de gas, apenas tenemos tipo peaker, que, encima, son muy malas en cuanto a rendimiento, pero al menos se pueden arrancar rápidamente ya que están pensadas para ello. También tienen otro inconveniente: son pequeñas de potencia (a causa de las demandas de diseño), aunque más potentes que los generadores diésel, que serían otra opción.

Así que tenemos que recurrir a las centrales de ciclo combinado. Y eso tiene ciertas implicaciones si queremos que puedan entrar bajo demanda. Ya hemos visto que pueden tardar más de 10 horas en poder arrancar si llevan tiempo paradas.

Eso implica, por tanto, que hay que quemar gas para hacerlas funcionar cada cierto tiempo, de forma planificada, sólo para poder ir arrancando en esa hora y poco en caso de necesidad.

El consumo de gas y de recursos, aunque no se traduzca en electricidad producida, obviamente, tiene un coste que se tiene que cargar a algún lado. Y, por tanto, este tipo de decisiones no se puede tomar a la ligera y sin más.

La planificación consiguiente, por tanto, es una decisión política y económica que debe tomarse en las altas esferas, con base a criterios técnicos, lo cual plantea otros dilemas que veremos en la segunda parte de este análisis.

La cuestión técnica, sin embargo, continúa vigente: hace falta la planificación técnica, y ésta se debe basar en datos, percentiles, estadísticas y sistemas contrastados.

Esta es la parte que hace falta para completar el estudio de este evento, y que atañe por completo, en este caso, a la eólica, ya que la fotovoltaica es bastante previsible.

La base meteorológica del desastre.

Veamos qué previsión había con un día de antelación, de producción eólica, y contrastemos esta previsión con la producción real para el evento en cuestión.

Centrémonos en la franja horaria de las 20:00 a las 22:30, las dos horas que llevan a la máxima demanda del día, el trozo dentro del círculo rojo.

El agujero, la diferencia entre lo previsto que se iba a producir, y lo realmente producido, es de 1GW alrededor de la hora del pico de demanda, sobre las 21:20.

Dicho de otra manera: justo en el momento de máxima demanda de potencia, el señor Eolo, hijo de Hípotes, nos dio plantón, sin más, del mismo tamaño de déficit que la nuclear que tanto han culpado.

Ergo ya tenemos el auténtico culpable del corte de suministro: la eólica nos falló por un margen terrible en el peor momento posible.

Por supuesto, esta es la previsión con un día de antelación: la base sobre la que se planifica la potencia de reserva que debe estar disponible para ese momento del día. Y, obviamente, falló estrepitosamente.

Claro que podríamos hablar de la previsión con tres horas de antelación, que es la que se utiliza para ir arrancando esos CC que estaban en “parada en caliente”, prestos para arrancar en hora y media si hace falta.

Como se puede ver (círculo rojo), sigue habiendo un hueco de casi 800 MW que cubrir. Y se puede observar que la caída de producción fue muy abrupta, sin previo aviso, igual que la tremenda subida posterior, con respecto a la previsión.

Ciertamente, el hecho de tener que cubrir 1 GW de potencia de nuclear parada ayuda al problema, y debería haber bastado para, a las 16:30, haber decidido que era hora de ir poniendo en línea otra central de CC.

Pero eso tiene un coste, y aquí viene el tema de cómo asumirlo.

Aun así, eso sigue siendo una previsión por si ocurre lo que ocurrió. Pero esa previsión igual tampoco hubiese bastado: la caída de la eólica fue rápida y brutal, sin previo aviso, totalmente diferente de lo que pasó con la nuclear.

En esa situación sólo hay dos opciones posibles: o tienes los CC arrancados y en sincronía para que entren en menos de 10 minutos (o la hidro, si es el caso), o bien cortas demanda, ya que la velocidad de respuesta necesaria es inasumible por otras centrales, por muy de CC combinados que sean, aunque estén rodando sin sincronía: este último caso es arriesgado.

Pero si esa caída hubiese sido a las 18:00, entonces justo se hubiese dado la circunstancia que habría habido CC listos para entrar, justo a la hora de empezar la Cuesta del Pato.

Sin embargo, justo nos encontramos en el mismo pico, en la Cabeza del Pato, el mismo momento en que todo lo que tiene que entrar ha entrado ya, puesto que está previsto que la demanda caiga en menos de dos horas, momento en que habrá material rodante caliente y sincronizado de sobras para cubrir cualquier otra eventualidad.

El viento le cortó la cabeza al pato.

Por otra parte, mirando de nuevo la curva de producción de los CC, tenemos la constatación que éstos respondieron. De nuevo, el círculo rojo:

Una mirada rápida deja claro que entró un grupo de CC a las 21:20, llegó a su pico, y se paró en menos de una hora.

Deberes: ¿vale la pena estar quemando gas durante una hora y media sin producir, sólo para arrancar una central de CC para que éste sólo funcione durante una hora, y además sólo parcialmente?

La central que se paró muy probablemente no fue la que ultima que entró, pero eso no cambia el hecho.

¿Soluciones?

Bueno, queda claro que el problema es la variabilidad de la eólica, su imprevisibilidad y su capacidad de caer de forma muy brusca y rápida sin previo aviso.

Mejorar la previsión meteorológica va a resultar difícil. Ergo no es una buena solución, ni rápida precisamente.

Aumentar la capacidad de producción eólica lo que hace es empeorar la situación: en lugar de caer 1 GW, igual caerían 2GW.

Por tanto, la única opción es tener más y más centrales de respaldo listas para entrar, proporcionalmente a la cantidad de eólica produciendo.

Así que la única solución plausible es ir aumentando la capacidad despachable en la misma cantidad que estamos aumentando la capacidad renovable, especialmente la eólica.

Eso es lo que pasa cuando se llega al punto de saturación: cuanta más renovable se meten en la red, más cara es la necesidad de tener respaldo. No en vano, en todo el día no hubo ni una sola hora con menos de 1200MW de CC rodando.

Además, lo que no se ve claro en la parte de hidro, es cuantas presas estaban produciendo mientras había bombeo en otras partes del sistema: la producción hidro añade estabilidad, y el bombeo quita inestabilidad.

Así que tenemos tres sistemas despachables que nos permiten mantener a raya el funcionamiento de la red eléctrica en lo que hace a su estabilidad y manejabilidad, pero resulta que queremos quitarlos de en medio.

Peor aún: dos de ellas, hidro y bombeo/turbinación, dependen de la situación hidrológica (por encima de la demanda), y tuvimos suerte de tener las reservas casi a tope en buena parte de la península. Este mismo evento en caso de sequía y pantanos vacíos hubiese sido bastante más escandaloso.

Con todo eso, además, queda otro elemento de “control” para evitar males mayores: la gestión de la demanda.

Exactamente el mecanismo que se ejecutó en este caso: el recorte de casi todos esos clientes que tienen contratada esta situación.

Y aquí viene lo peliagudo: esa es la solución que más probabilidades nos vamos a encontrar. Y no es por simple “intuición” ni cálculo, es simple observación de lo que han hecho otros países al encontrarse semejante situación, concretamente California, que lleva casi una década con curtailment y con apagones programados por barrios.

Hablando claro: racionamiento eléctrico.

En otros países europeos ya hay notificaciones y prohibiciones de cargar los coches eléctricos durante las horas de mayor sol.

En el Reino Unido, además se está hablando de poner contadores “inteligentes” que se encarguen de recortar el consumo indeseado, de racionamiento de cargas no permitidas, y demás expresiones falsas que suenan más atractivas a la población.

En Alemania se paró la Energiwende por estas causas, haciendo obligatorio el curtailment a todo autoconsumidor conectado a la red. En China se paró el despliegue de renovables y se aceleró la entrada en servicio de centrales de carbón.

Ese es el curso más previsible de acontecimientos.

Mientras, ya hemos visto algunas respuestas con posterioridad a este evento que han sido más bien acalladas discretamente:

La página web de ESIOS de la REE proporciona este tipo de información, y se puede constatar como a mediados de mayo ya hubo una subida de la asignación de banda secundaria a subir de cerca de 900 MW a 1200 (casi un 50%) con picos de hasta 1600.

De hecho, en la web de REE, se encuentra el siguiente dato:

Eso para finales de 2023. Para 2024 la cosa será más acusada. Además, hacia finales de año será muy interesante ver la “forma” de esta gráfica anterior: lo más probable es que los máximos vayan de mediados de Mayo hasta Noviembre o así, es decir, la época de mayor producción fotovoltaica.

Conclusiones.

Esto es una constatación fehaciente del problema destacado unos párrafos antes: cuantas más renovables, más capacidad despachable hace falta tener lista para entrar y suministrar en el caso que el señor Eolo o Helios, se vayan de tapeo por ahí y nos dejen en la estacada.

Eso, o baterías.

Por tanto, queda demostrado que cuantas más renovables tenemos, ahora que hemos superado el punto de saturación, más potencia despachable (a subir, coletilla nada disimulada) hace falta tener, quemando gas o tirando agua dulce a pesar de no generar energía con ello, y a un coste.

Así que hace falta una segunda parte dónde analizar el tema costes, así como los asuntos sociales añadidos que no se abordan nunca.

Mientras, el asunto de almacenamiento sigue sin moverse apenas, sin ningún tipo de planificación fehaciente, y, por tanto, sin ser ninguna opción real. Especialmente el asunto baterías del que tanto se habla y tan poco se hace.

Para colmo, el asunto hidro es complejo por sí solo como para dedicarle más de un par de frases aquí, pero la situación hídrica con la sequía que se ha padecido la primera parte del año deja claro que tampoco es un recurso con el que se pueda contar. Y eso que en realidad tiene mucho que decir precisamente con este evento que aquí se ha analizado, ya que ha sido el elemento que más nos ha ayudado a que la cosa no fuese a peor.

Que esta vez hayamos tenido suerte no quita que el evento vaya a repetirse con peores resultados. Con la apuesta por la Renovables Eléctricas Intermitentes y Descontroladas, que sucediese algo así era inevitable de la misma forma que es inevitable esta situación empeore, degenere al seguir apostando por unas fuentes de energía que no nos dan lo que necesitamos y que como resultado “fragilizan” la red eléctrica.

Este es el legado que deja atrás la ministra Teresa Ribera. Llamar este suceso como Evento Ribera es más que adecuado.

Hasta la próxima,

Beamspot.