Francisco González Castrejón, director de Desarrollo de Negocio de Isotrol, analiza en este artículo la influencia de las renovables y los servicios complementarios en la estabilidad del sistema eléctrico. El autor formula la pregunta de si será posible configurar un sistema eléctrico realmente estable con 67 GW de potencia renovable adicional y que aumente su capacidad de generación en un 154%.
Entre los objetivos del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) que el Gobierno de España remitió a la CE en marzo de 2020 se encuentran la penetración de las energías renovables en el sector eléctrico del 74% para 2030, la disminución del 23% —respecto a 1990— de las emisiones de gases de efecto invernadero y la reducción del 19% del coste de la energía. Con tales objetivos en mente, ¿será posible configurar un sistema eléctrico realmente estable con 67 GW de potencia renovable adicional y que aumente su capacidad de generación en un 154%?
Aunque hablemos de energías renovables, la estabilidad del sistema implica que deberíamos poder hablar de potencias. El término energía se utiliza en la planificación del sistema (casación de oferta y demanda en diferentes mercados: diario, reserva, etc.). Sin embargo, para que el sistema sea factible —sobre una foto generada grosso modo en casación— se necesitan los mecanismos de operación en tiempo real, denominados servicios complementarios, que son los que garantizan la estabilidad del sistema.
Sabemos que el peso de las renovables en el mix energético sigue aumentando a día de hoy. En 2018 su penetración fue del 26% (eólica y fotovoltaica), pero su participación en los servicios complementarios apenas sí llegó al 6%. A tenor de este dato, parece que será necesaria una mayor participación de las renovables en dichos servicios, haciéndolas más gestionables, si queremos una participación en el mix del sistema que se aproxime al 70-80%.
En la actualidad (2019) el peso de la generación asíncrona en el sistema eléctrico respecto al parque total de generación es del 34% (eólica y fotovoltaica, sobre todo). Con los escenarios previstos en el sistema, este peso podría llegar al 75-80% en 2030. Este hito tendría una doble vertiente desde el punto de vista de la estabilidad del sistema. La primera, que la firmeza de la generación disminuiría sensiblemente. No en vano, estas renovables se denominan variables. Esto haría mucho más difícil la planificación incluso en el muy corto plazo. La segunda, es que la inercia del sistema decaería drásticamente.
Desde el punto de vista técnico, la mayor exigencia para que las renovables puedan participar en la estabilidad del sistema queda plasmada en el reciente reglamento UE 2016/631, que obliga a toda nueva generación —renovable o no— a un funcionamiento y control más estrictos y homogéneos que los determinados por el anterior PO12.2. En este sentido, las renovables han de compensar ahora potencia-frecuencia, y recibir consignas de tensión o reactiva desde el operador del sistema o TSO. Además y por el momento, también aparece como potestativo que la generación asíncrona (renovable) emule inercia y regulación primaria para dar estabilidad al sistema.
Asimismo, las renovables pueden participar ya en los servicios de terciaria y secundaria. Si bien su peso aquí no es muy grande por ahora, debido a las dificultades técnicas en la regulación de la generación (variable) y al precio obtenido por dichos servicios. En este caso, se espera que con la incorporación de la plataforma PICASSO para la regulación secundaria a nivel europeo aumenten los incentivos para participar en ellos. Lamentablemente la fotovoltaica no está habilitada todavía para dar servicios de secundaria, si bien está previsto que sea una de las tecnologías con mayor crecimiento en el sistema.
Pero una mayor penetración de las renovables puede convertirse en un arma de doble filo. Al entrar a coste marginal 0 y tener prioridad en todos los despachos disminuyen los costes del sistema asociados a la generación, incluidos los de los servicios complementarios. Por tanto, decrece también la retribución a las renovables —fenómeno también conocido como “canibalización” de precios— y por otra parte, aumenta el curtailment o restricción a la generación renovable debido a la incapacidad del sistema de absorber la energía producida.
El almacenamiento será, sin duda, un gran vector de actuación para aumentar la capacidad técnica de las renovables para la regulación primaria y secundaria, la gestión de desvíos y el control de tensiones (servicios complementarios) . De igual modo, servirá para mitigar el curtailment e incrementar el precio capturado desde las renovables. Un perfil de almacenamiento bien gestionado evitará, en efecto, vertidos importantes a precios bajos –en la alta generación de renovables–, y posibilitará que la energía se vierta cuando el sistema la admita —con menos renovables y mejores precios— aumentando así tanto el precio capturado para su retribución como la energía aportada al sistema. Cabe añadir que se espera que a finales de 2020 entren en vigor los procedimientos de operación asociados al almacenamiento (PPOO de Balance).
Sin duda, integrar las renovables en el sistema y hacer que sean gestionables en un contexto de cambios, tanto tecnológico como normativos es un desafío. Afortunadamente, existen soluciones tecnológicas muy orientadas a la realidad y la previsión que se han analizado antes. Ejemplo de ello es el Sistema AGC desarrollado por Isotrol, que hará posible una zona de regulación secundaria exclusiva de eólica y, en un futuro, de fotovoltaica y almacenamiento.
Ya hoy, nuestros Sistemas de Control Local (y en particular el PPC) están permitiendo que las renovables cumplan con el reglamento UE 2016/631 y cuenten con las funciones de compensación de frecuencia que requieren. Además, nuestro sistema de Control de Potencia Reactiva es totalmente compatible con el nuevo servicio de control de tensiones secundaria y terciaria que REE proporcionará en breve, en el que la participación de las renovables será obligatoria para dar estabilidad al sistema. De hecho, nuestro sistema de control ya se está utilizando para gestionar el reparto de reactiva en nudos en los que inciden un número considerable de plantas.
En cuanto al almacenamiento, tal y como se ha dicho antes, sabemos que afectará a la firmeza de la generación renovable, a su participación en la regulación secundaria, a su participación en el servicio de soporte a reactiva y tensiones, y al aumento del precio capturado desde las renovables en el mercado. Con tal pronóstico, Isotrol ha desarrollado ya su primer EMS para controlar el estado de carga de las baterías, estén aisladas o en plantas híbridas.
Conseguir que las renovables sean realmente gestionables en un contexto tan forzosamente dinámico, en el que se controle su potencia y en el que puedan participar en los servicios complementarios para aumentar su retribución es posible. Superar con éxito tal desafío no sólo depende de las capacidades del partner tecnológico seleccionado, sino además de su habilidad para analizar los distintos escenarios y desarrollar soluciones de alto valor añadido tanto para la industria renovable como para el propio sistema eléctrico.