Así es cómo funcionaría el mix eléctrico español en 2030: no habría apagones con un 90% de energía limpia

Dentro de las 736 páginas de la actualización Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) 2023-2030, el operador del sistema eléctrico español, Red Eléctrica hace un doble ejercicio en el que simula cómo sería el funcionamiento del mix eléctrico y realiza por primera vez un análisis de la cobertura del mismo. Y los resultados son sorprendentes.

Simulación del parque de generación eléctrica

Como decía, Red Eléctrica muestra los resultados del despacho de generación del escenario “PNIEC 2023-2030” actualizado por el MITECO para el horizonte 2030.

Se trata de una simulación que arroja los siguientes datos:

• El parque de generación en cuanto a potencia instalada es el siguiente (ver foto)

Cabe señalar la reducción paulatina del parque de generación nuclear hasta considerar a finales de 2030 disponibles tres grupos nucleares de los siete disponibles en la actualidad, y el cierre del parque de generación con carbón hasta su desaparición. Se considera un fuerte crecimiento del parque de generación con energías renovables, fundamentalmente en la generación eólica y solar fotovoltaica respecto al parque actualmente en servicio y la instalación de nueva generación termosolar durante el periodo contemplado y un importante crecimiento del autoconsumo. La cogeneración se ve reducida ligeramente respecto al valor actual.

Con ello y una serie de horas equivalentes de funcionamiento, con una capacidad de interconexión más acorde con la realidad (5 GW con Francia), el resultado final del mix eléctrico es el siguiente: (Ver foto)

• Habrá una demanda peninsular anual de 344 TWh, en el caso de nacional sería de 355 TWh aproximadamente.

• La generación del mix eléctrico será de 378.362 GWh.

• El mix de generación será de 81% con energías renovables sin contar almacenamiento.

• Si se le suma la energía nuclear, el mix eléctrico libre de emisiones alcanzaría el 90%.

• Entre la eólica (incluida la marina) y la fotovoltaica cubriría dos tercios de la generación

• El almacenamiento daría un resultado de -7.185 GWh. Se capturarían 35 TWh mientras que luego se utilizarían unos 28,2 TWh de esa energía almacenada.

• Los excedentes de generación, es decir, las pérdidas de energía renovable se dispararían hasta los 21,7 TWh, lo que significa un dato del 7,3% respecto al total de la generación renovable.

• Las interconexiones generaría un saldo neto exportador de 27,2 TWh.

La pena es desconocer cómo sería este mix con todo el parque nuclear en funcionamiento, a lo mejor podríamos estar hablando de un mix prácticamente limpio.

Análisis de cobertura

Como decía, por primera vez, Red Eléctrica realiza un análisis de la cobertura de la demanda eléctrica teniendo en cuenta los datos facilitados por el Ministerio para la Transición Ecológica recogidos en la actualización PNIEC 2030.

Un análisis en el que se basa para hacerlo en la misma fórmula que realiza en sus trabajos para ENTSO-e.

Los resultados de los estudios probabilistas dependen de una serie de variables que pueden considerarse independientes entre sí, principalmente las indisponibilidades fortuitas de las interconexiones entre sistemas vecinos y las indisponibilidades fortuitas de los grupos generadores, y de otras variables dependientes de la climatología.

En este caso, la incertidumbre estocástica dependiente de las variables climáticas se modela mediante una serie de 35 años climáticos utilizada en ENTSO-E (1982-2016) en el ámbito del ERAA. Es decir, que lo que se hace es extrapolar el escenario del PNIEC a todos y cada uno de los 35 años teniendo en cuenta su climatología.

Cada año climático seleccionado consiste en la combinación de las variables meteorológicas registradas en dicho año relativas a temperaturas, viento, irradiación solar y disponibilidad de recurso hidráulico extrapoladas a la esAmación de demanda y generación renovable teniendo en cuenta la energía demandada en un año medio estimada para cada año climático y las capacidades de generación hidráulica, eólica y solar estimadas en el Escenario PNIEC 2023-2030 para dicho año.

Con estos datos se dispone de series horarias para un año completo de la demanda del sistema y de la generación renovable con un perfil correspondiente a dicho año climático. La demanda media de los 35 años es la demanda de electricidad peninsular estimada de manera determinista en el Escenario PNIEC 2023-2030 horizonte 2030.

Asimismo, Red Eléctrica tiene en cuenta tres indicadores fundamentales para la cobertura del sistema eléctrico nacional.

• Valor esperado de energía no suministrada (EENS por sus siglas en inglés) [MWh/ año o GWh/año] EENS es el promedio anual de la energía no suministrada por el sistema de generación, debido a un valor de demanda superior al de la generación disponible y la capacidad de importación junto con la disponibilidad de generación en sistemas vecinos.

• Pérdida de carga esperada (LOLE por sus siglas en inglés) [h/año] LOLE es un valor promedio esperado del número de horas al año en el que la generación disponible y las importaciones no pueden cubrir la demanda de un sistema.

• Probabilidad de pérdida de carga (LOLP por sus siglas en inglés) [%] LOLP mide la probabilidad de no saAsfacer toda la demanda con la generación e importaciones disponibles dentro de un periodo de Aempo definido.

Con todo ello el resultado es el siguiente: (ver foto).

La conclusión es clara. No habría habido ningún problema de suministro eléctrico durante esos 35 años y por tanto el análisis de cobertura asegura que no habría apagones ni problemas de suministro eléctrico con el escenario de generación eléctrico previsto en el PNIEC y que hemos contado anteriormente.

En definitiva, el mix de generación español en 2030 sería un 90% libre de emisiones con el que se podría cubrir casi toda la demanda en ocasiones y sin problemas de suministro ni apagones.

PD. No hace falta decir que si no se cumple alguno de los datos de potencia instalada y de almacenamiento del PNIEC, esto no serviría.