La descarbonización está muy bien, pero ¿por qué tardamos tanto?

La descarbonización de la economía se ha convertido en elemento clave no solo para la transición ecológica sino también para la recuperación de la economía post pandemia. En este momento existen multitud de iniciativas para desplazar la generación térmica convencional por generación renovable y la pregunta clave a la que responderemos en este artículo es: ¿Se están dando los pasos adecuados para conseguir una penetración amplia y constante de las energías renovables en el suministro energético? Adelantamos que la respuesta es positiva, pero solo parcialmente, fundamentalmente por el retraso en poner en marcha las diferentes propuestas.

Todas las decisiones que afectan al conjunto de la economía regulada se inician con una decisión política, a la que luego sigue la normativa necesaria y posteriormente la puesta en práctica de la misma, con un seguimiento adecuado que muestre su eficacia sobre el terreno. El primer punto está ampliamente demostrado y solo hay que ver al presidente del Gobierno, quien en todas sus comparecencias públicas muestra orgulloso la insignia multicolor de la transición energética.

Estas políticas se han soportado con diferentes Planes generales y estratégicos, que han contado con diferentes niveles de participación pública, empezando por el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima que plantea unos objetivos ambiciosos de entrada de las energías renovables que se sintetizan en la tabla siguiente. Este Plan general se ha acompañado por otros como de almacenamiento, hidrógeno e incluso, de impulso a la eólica marina, en un loable pero extremadamente lento proceso de implicación ciudadana.

En esta tabla ya se observa uno de los elementos clave de este artículo: la no consideración de almacenamiento para los sistemas insulares, lo que por otro lado, contrasta con la información pública sobre el Plan de Infraestructuras 2021-2026, todavía no aprobado pero donde para Baleares sí se contempla la inclusión de baterías. Este es uno de los puntos que queremos destacar en este artículo: la necesaria coherencia de los diferentes planes y regulaciones, tanto a nivel del estado, como de estos con los de las CCAA, tarea no siempre sencilla dada la multitud de intervinientes e intereses a veces encontrados.

La adecuación regulatoria de estas decisiones políticas que permita alcanzar estos ambiciosos objetivos, arrancó con fuerza con el RDL 23/2020 en junio del año pasado, que clarificaba alguno de los puntos importantes para el sector renovable, como es la separación entre la potencia instalada y la capacidad de acceso, determinada por la potencia máxima que puede ser evacuada en un momento dado. Este nuevo enfoque permite repotenciar por encima de la potencia sin necesidad, en principio, de solicitar una nueva autorización administrativa, así como hibridar o incluir baterías, tanto en instalaciones existentes como nuevas.

A partir de este RDL se han emitido diferentes disposiciones que, si bien clarifican algunos de los temas regulatorios clave, sigue sin ser clara la aplicable al almacenamiento (en el momento de la redacción de este articulo ha salido a información pública el nuevo PO 12.2 para regularlo), y además llega en el caso peninsular tarde, pues la potencia autorizada supera ampliamente los objetivos arriba mencionados. Sin ser exhaustivos, estas son algunas de las disposiciones aprobadas y en elaboración:

• Acceso y conexión por MITECO: RD 1183/2020
• Acceso y conexión por CNMC. Circular 1/2021. Pendientes de aprobar los Estudios de Detalle.
• Estudios de Detalles para el desarrollo de la Circular 1/2021, acceso Transporte y Distribución.
• Códigos de Red: RD 647/2020
• Desarrollo de los Códigos de Red: OM TED 749/2020
• Norma técnica de Supervisión: NTS y NTS SENP
• Complemento de los códigos de red nuevo PO 12.2, segundo borrador
• Nuevos Procedimientos de Operación: PO 7.4 (control de Tensión), P0 3.11 (Reducción de automática de Potencia) y las subsiguientes modificaciones de los PO 3.7 (Restricciones Técnicas), PO 14.4 (Liquidaciones) , PO 3.8 (pruebas de habilitación). Todos ellos en borrador.
• Orden para la creación del Mercado de Capacidad (anunciado para todo el estado pero de momento, aplicable solo a la península).

Se observa que gran parte de la regulación técnica afecta cada vez más a los SENP (Sistemas Eléctricos No Peninsulares) sea por extensión o por adaptación, como la NTS-SENP (orientada a los procedimientos de certificación y validación pero que incluye también algunos requisitos adicionales), lo que está en línea con las propuestas de AEOLICAN de la necesaria clarificación y simplificación normativa, siempre y cuando se conozca con antelación y se reserve la regulación específica necesaria para las características específicas de los sistemas aislados.

Esta elevada regulación puede ser necesaria porque nos acercamos a un sistema eléctrico soportado por mucha generación no síncrona (basada en electrónica de potencia), que va a desplazar a la síncrona que no deba mantenerse conectada a la red (must run) para conservar las variables eléctricas necesarias para la operación del sistema. Se adivina también como uno de los objetivos de esta regulación: evitar el sobre-calentamiento del mercado (que no de la atmósfera), según parece algo tarde, como se ha comentado en el acceso y conexión, dada la multitud de proyectos que ya tienen los correspondientes permisos.

En cualquier caso, este importante contingente regulatorio plantea un problema de base que proponíamos evitar en nuestro estudio sobre la maximización de la integración de la eólica en los sistemas eléctricos canarios: la importancia de que la regulación se base en experiencias concretas y en cierta medida a partir de proyectos piloto. Las islas son un escenario ideal para la realización de las mismas, dado su carácter aislado y las limitaciones físicas de sus redes, lo que debería permitir configurar experiencias como “sand box” regulatorios o proyectos locales como IREMEL, donde gran parte de los servicios de red son aportados a nivel de distribución.

En este sentido la puesta a punto de mercados de balance o servicios de no frecuencia (control  de tensión o reducción automática de potencia) remunerados en los sistemas aislados, podrían ponerse en marcha en algunas islas, experiencias que servirían no solo parar otros sistemas aislados, también para la península, y podrían usarse como referencia para terceros países. Esta ha sido nuestra propuesta, entre otras, para contribuir a la recuperación económica, con escaso eco hasta la fecha, aunque esperemos que la situación cambie antes que tarde.

Por último y en relación con el tema regulatorio, consideramos también necesario que periódicamente se publiquen resultados de la aplicación práctica de las diferentes regulaciones, así como su adecuación al objetivo perseguido. Este punto es especialmente importante en el caso de las limitaciones que se comenta en la siguiente sección, ante la necesidad de identificar posibles soluciones de operación o refuerzos de red que minimicen los vertidos futuros.

La importancia de evitar las pérdidas de ingresos por las limitaciones. El almacenamiento.

La experiencia de la caída de la demanda en el año 2020 (ha caído un 10,5% de acuerdo con el último CTSOC en comparación con el 2019, aunque hubo periodos que llegó bajar un 22%) ha supuesto la aplicación de numerosas limitaciones, sobre todo en Tenerife. Para el conjunto de las islas las limitaciones han pasado de 55 a 333 entre estos dos años, con una pérdida total de generación renovable inferior al 1%, pero por desgracia y como suele ocurrir casi siempre (también en la península), no se ha distribuido de forma uniforme.

Este vertido del viento y de la irradiación solar es especialmente preocupante porque la generación renovable es sustituida por derivados del petróleo, caros y contaminantes. Adicionalmente para los productores supone una pérdida de ingresos pues no cobran por el producible limitado y no integrado en el sistema. Esta situación es discriminatoria frente a la existente en la península al no existir mercados organizados insulares, por lo que se ha propuesto aplicar un esquema similar al peninsular para los agentes que no ofertan en los mencionados mercados, cobrando el 85% del precio de venta por el producible no despachado.

Por otro lado, tal y como se ha visto en el caso peninsular, la aplicación de estas limitaciones introduce sobre-cargas en las máquinas, que en la mayor parte de los casos tienen que limitar su producción por paradas de emergencia, solo previstos para situaciones singulares, lo que se produce en muchos casos con elevado viento y por lo tanto, con altas solicitaciones mecánicas..

Las razones de estas limitaciones no están claras, pero parecen deberse a un contingente máximo de integración de generación no síncrona que en Gran Canaria alcanzó un máximo del 52,76%, en Tenerife el 63,92% y porcentajes en el entorno del 37% en el resto de las islas, excluido El Hierro.  Tenerife es también la isla con mayor número de líneas sobre-cargadas lo que también ha podido afectar a ser el sistema más afectado, aunque sin datos es imposible sacar conclusiones, pues a pesar de ello,  utilizó menos suministradores del servicio de interrumpibilidad que Gran Canaria, por ejemplo.

Por otro lado, y de acuerdo con la información suministrada por REE en sus estudios de planificación de la red, las potenciales limitaciones que se prevén para los año 2026-2030 van a alcanzar el 34% (muy alejado del 0.18% actual) para Gran Canaria, paliadas parcialmente solo por la Central Chira Soria y las interconexiones inter-insulares.

Balances de generación en el sistema eléctrico canario (Fuente: REE)

La central Chira-Soria de la que se lleva no menos de 15 años hablando, puede ser una solución, pero desde luego costosa y compleja, tampoco la única. En la ilustración anterior se observa la inclusión de baterías para los años 2030, no contempladas en la Planificación de Infraestructuras 2021-2026 como se ha comentado en el caso de Baleares, pues podrían ser parte de las plantas de generación renovable, baterías detrás del medidor, como hemos defendido en el mencionado estudio. O a lo mejor se quieren incluir en la planificación de los años posteriores, pero sería importante plantearlo desde ahora para evitar situaciones inesperadas, habida cuenta de la rigidez del procedimiento actual,

Curiosamente los vertidos son inferiores para la isla más afectada en la actualidad por los mismos, alcanzan un 19%, y se ven disminuidos en un 8% gracias a la inclusión de baterías antes del año 2026, tampoco contempladas en la mencionada Planificación, por lo que podríamos acercarnos al escenario deseado de incorporación de las mismas a la planta de generación renovable. La regulación actual también contempla su integración con plantas térmicas de generación convencional, aunque en este caso sin las facilidades administrativas del caso renovable.

Por lo tanto, la inclusión de baterías en las plantas de generación se considera importante para por un lado aprovechar los potenciales vertidos de renovables, pues la carga se realizaría con una electricidad que se iba a perder de todas formas y por lo tanto con un coste cero. El problema es que a pesar del bajo coste variable, tienen que amortizar las elevadas inversiones de las baterías, como el de los electrolizadores para producir hidrógeno que luego se comentan, que hoy en día llegan a 250-300 €/kWh que para periodos medios de descarga diaria de cuatro horas hace que lleguen a un coste de descarga en el rango de los costes variables en muchos sistemas aislados (120€/MWh) , con la ventaja que son inicialmente conocidos y no sujetos a la volatilidad del precio del petróleo, al alza como ocurre en la actualidad.

Por lo tanto, es necesario desarrollar mecanismos de incentivación que viabilicen la integración de baterías detrás del medidor, las otras son financiadas por todos los consumidores, para que puedan participar en el arbitraje de precios (no olvidemos que el precio de venta es la cuarta parte del coste de la generación térmica: 30-40 €/MWh) y en los mercados de balance y en los servicios de no frecuencia, una vez se pongan en marcha y siempre remunerados.

Adicionalmente a los beneficios derivados de aprovechar estos excedentes de generación vertidos y contribuir a la garantía de capacidad del sistema, la incorporación de baterías y la participación de las renovables en los servicios de ajuste mencionados, deben servir para la puesta a punto de soluciones que contribuyan a la generación de riqueza y experiencia para potenciales empresas suministradoras de equipos y servicios. El sector español de baterías es consciente de que no es posible competir con los asiáticos en la fabricación de celdas por lo que nos debemos orientar a la integración de sistemas y al conocimiento de la incorporación  de renovables en redes débiles, como por ejemplo: arranque de cero (no hubiera venido mal en Tenerife este verano) o aporte de inercia sintética.

Para terminar, no podemos dejar de mencionar dos tecnologías de las que hace unos años nadie hablaba: la eólica marina y la producción y uso del hidrógeno. Ambos temas participan en la creación de valor añadido económico y social, tanto en el archipiélago como en el conjunto del estado.

Por lo que respecta a la eólica marina flotante se ha suscitado un importante interés en los últimos años con diversas iniciativas, muchas de las cuales contemplan su ubicación en las islas por dos factores fundamentales: elevados costes variables de la generación térmica a sustituir y buen régimen de vientos. En la Planificación mencionada de las Infraestructuras eléctricas, REE prevé que la eólica llegue a 3.793 GWh lo que supone un 35% del total de la demanda en el año 2026 y 4.402 GWh en el año 2030 un 38% para ese año, frente al 13,8% actual.

Este importante incremento, que implica  a medio plazo la incorporación de los sistemas de almacenamiento mencionados, permitiría vislumbrar la incorporación de un importante contingente marino, pero habría que analizar las implicaciones para la infraestructura eléctrica y evitar congestiones al estar planificadas las extensiones y refuerzos necesarios. En la Planificación de las redes 2021-2026 solo se mencionan actuaciones en la isla de Gran Canaria para la integración de la eólica marina.

En relación al hidrógeno, tanto su producción como consumo, el objetivo es sustituir a los combustibles convencionales, lo que lo haría rentable, aunque en este caso el coste de los hidrolizadores y los costes variables de la producción de hidrógeno (tanto electricidad como desalación de agua) podría hacer necesaria la subvención de capital de forma similar a las baterías.

En relación con su uso, diferentes fabricantes de turbinas y motores tienen equipos para generar electricidad con diversos porcentajes de hidrógeno o combustibles sintéticos, por lo que su viabilidad técnica quedaría garantizada, quedando las siempre complejas pilas combustibles para el transporte.

En resumen, estamos en un escenario tremendamente interesante para poder ser un referente mundial en la integración renovable, su participación en los servicios de regulación e incorporación del almacenamiento. Sin embargo, la compleja sobre-regulación está introduciendo retrasos y ni siquiera permite avanzar en experiencias piloto y a escala para ir adquiriendo experiencia y conocimiento.

**Rafael Martell y Ernesto Pérez (**AEOLICAN) y Alberto Ceña (BEPTE SL)