La pandemia generada por la COVID19 ha dañado la economía de varios países a raíz de las restricciones sanitarias y la parada de la industria durante las semanas de confinamiento. Esta ha afectado a varios sectores industriales, manteniendo únicamente los servicios esenciales en marcha, como lo son la electricidad, agua y abastecimiento de bienes de primera necesidad.
Lo anterior se ha hecho notar tanto en la generación de electricidad (indicativo de la actividad económica de un país) como en sus mercados, debido al desplome de la demanda durante los meses de marzo y abril de este año además de un invierno 2019-2020 más suave. Esto no solo se ha hecho notar en los momentos de mayores restricciones, sino que esta situación se ha ido alargando a medida que se ha ido reactivando la economía en mayor o menor medida en distintos países, una economía diezmada y la continuación de inclusión de restricciones sanitarias.
El impacto se ha alargado hasta este invierno de 2020-2021, con reducciones del consumo esperadas de entorno al 5% en distintos países de la Unión Europea, según datos de Entsoe (Overview of the Power System in Winter 2020- 2021).
Francia es el caso más particular, con la mirilla puesta con un programa de vigilancia
De los casos más importantes es el de Francia, que tuvo que aplazar las paradas de recarga programadas de sus reactores en abril-mayo para alejarse lo máximo posible del pico de infección durante la pandemia. Algunos países de Europa tienen grandes diferencias entre los consumos de electricidad estacionales, como por ejemplo lo es Italia por demanda de refrigeración y lo es Francia en invierno por demanda de calefacción. Así pues, al ser un país que depende en mayor medida que sus países vecinos de la electricidad para la calefacción (un 49% de los franceses usan algún tipo de fuente de calor relacionada con la electricidad), por lo que se aprovechan los meses de verano con un consumo estacional notablemente menor para realizar las inspecciones y paradas de recarga en sus reactores, con el objetivo de tener la máxima potencia disponible que sea posible durante los meses más fríos de invierno.
Algunas de estas paradas son de carácter periódico, para realizar inspecciones de cara a la operación a largo plazo. Al éstos coincidir con los retrasos del resto de paradas de recarga en verano, provocó una potencia nuclear disponible menor de lo usual durante los meses de junio a septiembre, ocasionando también retrasos en las puestas en marcha de los reactores tras las revisiones periódicas. EDF realizó pues un programa de paradas distinto al habitual, para conseguir la máxima potencia disponible en los meses de invierno pese a la presente situación a raíz de la crisis sanitaria.
A raíz de las paradas programadas aplazadas, Francia ha entrado en invierno con una potencia nuclear disponible menor a lo habitual, y aunque la demanda también es menor debido a las restricciones sanitarias, no compensa la potencia de generación perdida.
Esto ha levantado dudas sobre si dispondrán de suficiente potencia gestionable para este invierno, justificado por una menor potencia nuclear disponible, en un país donde el 70% de la energía eléctrica proviene de sus ahora 56 reactores nucleares tras el cierre por orden del gobierno de los dos reactores de Fessenheim en febrero y junio de 2020, cuya capacidad combinada es de 1760 MW, a raíz de presiones políticas y de Alemania.
En términos generales, la potencia gestionable disponible en Europa en general es suficiente para autoabastecerse, pero algunos países podrían depender de las importaciones, artilugios del mercado para disminuir la demanda o incluso regulación terciaria de la frecuencia de la red (servicios de interrumpibilidad) si la producción de las energías renovables (especialmente eólica) es demasiado baja. Esta situación se puede dar durante una ola de frío unido a un anticiclón, disminuyendo aún más las temperaturas en amplias regiones geográficas sin aporte eólico a falta de viento causado el anticiclón por pura definición.
Esta situación podría darse concretamente a las 19:00 de la tarde, dado que casi todos los países europeos se distinguen por un claro pico de consumo a esa hora, exceptuando los países del sur, que tienen uno por la mañana y otro por la tarde. Francia pertenece al grupo de los primeros.
La idea para optimizar la operación y disponibilidad ha sido reprogramar todas las paradas de recarga o revisiones periódicas para tener la máxima potencia nuclear disponible durante el invierno, y realizar varias paradas seguidas durante la primavera cuando la demanda empiece a decrecer con el mejor tiempo.
Entre finales de diciembre y finales de enero, está programada la puesta en marcha de seis reactores: dos en diciembre, uno a mediados de enero y los otros tres a finales del mismo mes. Entre finales de enero y mediados de febrero pararán otros nueve reactores con una potencia total combinada de 10 GW (dos de 1450 MW, dos de 1300 MW y otros cinco de 900 MW). Finalmente, a finales de febrero pararán otros tres, y otros cuatro en marzo.
Tres periodos de riesgo bien diferenciados
En total, hay tres periodos de mayor riesgo en la seguridad del suministro diferenciados por una combinación de disponibilidad del parque de generación nuclear, temperaturas y actividad económica según sean las restricciones sanitarias en cada momento: de finales de noviembre hasta navidades, en enero, durante el corazón del invierno, y durante el mes de febrero, hasta principios de marzo.
El nivel de riesgo en la seguridad de suministro dependerá de tres factores principales: disponibilidad del parque de generación nuclear, condiciones meteorológicas y actividad económica, que dependerá de las restricciones sanitarias en cada momento.
Las condiciones meteorológicas dictarán en gran medida la demanda de electricidad, por el uso de la calefacción. Influirá también en la generación de energía eólica, que se suelen saber a dos semanas vistas como muy tarde.
La evolución de la crisis sanitaria gobernará en parte el consumo de energía, al restringir parte de la movilidad, sector servicios o incluso industria, como ya ocurrió el marzo pasado. Según las medidas a tomar, éstas tendrán uno u otro impacto en el consumo de potencia en el sistema eléctrico.
La puesta en marcha de los reactores de Flamanville I y II, Paluel II, Bugey II y III han sido atípicas a raíz de la crisis sanitaria, por lo que su vuelta a la actividad podría retrasarse por culpa de la crisis.
La mayor preocupación es una ola de frío como la del año 2012, cuando una ola de frío que desplomó las temperaturas hasta una mediana diaria de temperaturas de -4,9oC por todo el país, provocando un pico de demanda de 102,2 GW. En los últimos años se han instalado 6000 MW de capacidad de gas natural nueva, pero no ha compensado el cierre de centrales de carbón y fueloil por presión ecologista y política, que suman 16 GW. Así pues, en 2012 la potencia térmica instalada era de 25 GW, contra los 15 GW actuales. Este hueco térmico añadido hace muy difícil suministrar la potencia necesaria en caso de una ola de frío de características similares a la que hubo en 2012 si las condiciones meteorológicas (producción eólica) no son favorables.
El cierre de Fessenheim I y II durante este año ha reducido en 1760 MW más la capacidad de generación del país, provocando un hueco de generación aún mayor de no tener unas buenas condiciones meteorológicas. Aún con la puesta en marcha a tiempo del reactor de Flamanville-3 en construcción desde 2007, Fessenheim I y II hubiera cerrado igualmente, dado que la potencia nuclear instalada en Francia está capada en 63.000 MW, a raíz de una ley que prohíbe superar dicho valor.
El resto del parque de generación térmico, en buen estado, aunque su potencia ha disminuido en los últimos años.
El parque de generación térmico no ha sufrido los efectos de la pandemia, por lo que su disponibilidad es alta. Las tres mayores centrales térmicas están disponibles, a excepción de dos generadores, uno de ellos en la central de gas natural de Saint-Avold indisponible hasta mediados de 2021 debido a una avería en su transformador principal.
Durante el pasado verano almacenaron la mayor cantidad de agua que pudieron, aunque para ello hubieran de quemar más gas natural para mantener el suministro de electricidad. Esto ha hecho que este invierno entren con una mayor cantidad de agua almacenada y, por tanto, una mayor capacidad de generación en caso de ser necesaria.
A lo anterior cabe sumar la potencia de las centrales hidroeléctricas reversibles, que también pueden almacenar energía en forma de energía potencial durante los periodos con menor consumo eléctrico, para aportarlo después en momentos de demanda. Este tipo de centrales suma una potencia combinada de 4656 MW.
Medidas de contingencia adoptadas en caso de necesidad
Una de las medidas de contingencia en caso de faltas de suministro son las interconexiones, que con la ayuda de las modificaciones del mercado mayorista Francia podría tener un saldo importador. Una nueva interconexión con el Reino Unido se ha estrenado hace poco, aumentando la capacidad total de importación en 8750 MW.
En caso de no ser suficiente, se optaría a los recursos de mercado y servicios de interrumpibilidad para continuar suministrando potencia al máximo número de cargas posible. Además, a finales de diciembre entrará un paquete de baterías de 100 MW, que podrá aliviar parte de un pico de potencia en un momento dado, tras haberlas cargado en los momentos de menor demanda.
La conclusión general de todo esto es que aún con una potencia nuclear reducida a lo habitual en estos meses, pero por encima de otros mínimos durante los últimos diez años, Francia dispone de varios recursos para mantener la seguridad de suministro para la mayoría de los supuestos, exceptuando los periodos de mucho frío, donde se dependería de la producción eólica.
Los próximos años se podría empezar a notar la implantación de medidas de gestión de demanda y ahorro, como lo son la mejora de la eficiencia energética en edificios, cambio de sistemas de calefacción eléctricos puros a bomba de calor, carga de vehículos eléctricos inteligente y calefacción eléctrica inteligente entre otros, en los consumos picos del país y por tanto allanando la curva de demanda.
¿Y en España?
Los picos de consumo esperados en España son de entorno a 40 GW a las 20:30 de la tarde, algo más tarde que en el resto de Europa. En el caso de la energía nuclear, los 7117 MW de potencia instalada están al 100% funcionando de base del sistema, y así se espera que continúe hasta la parada de recarga de Almaraz I y Vandellòs II cuando llegue el buen tiempo en aproximadamente abril/mayo del siguiente año. España tiene una sobrepotencia térmica de gas natural de 29.970 MW y otros 5.977 MW de carbón, cuya producción es hoy día anecdótica. Cabe sumar la potencia hidroeléctrica en 19.186 MW, de los cuales una alta proporción están disponibles gracias a una mayor cantidad de agua almacenada respecto a años anteriores. Dentro de la potencia hidroeléctrica, cabe sumar 5645 MW de bombeo para absorber excedentes de potencia y usarlos más tarde.
Es un total de 48.709 MW de potencia fiable sin contar la hidroeléctrica, de carácter anual más variable, para suministrar picos de 40 GW. Todo ello sin tener en cuenta tampoco la potencia eólica disponible que habrá en cada momento del total de potencia instalada, ahorrando gas y agua. De hecho, la depresión atmosférica de estos días ha traído y traerá viento, que aportará una buena porción del suministro eléctrico con los 26.664 MW de potencia eólica instalados.
No será hasta 2030, suponiendo que se cumplen las previsiones del PNIEC, que podría aparecer algún problema de suministro en la siguiente década tras el cierre de 3 reactores nucleares, todas las centrales térmicas de carbón, un aumento de la potencia pico esperada en 48 GW y suponiendo un año seco. De no hacer suficiente viento podríamos vérnoslas con una situación similar a la que pasa Francia este invierno. Sin embargo aún quedan diez años y muchas cosas pueden cambiar.
Josep Rey es Licenciado en ingeniería técnica eléctrica, ahora mismo estudiando máster en ciencia y tecnología nuclear en la UPM.
Mejorando en aislamiento los edificios, cambiando algunos sistemas de calefacción de resistencia por bomba de calor y poniendo depósitos de inercia térmica para almacenar calor, Francia lo tiene chupado, hasta seguirá teniendo exceso de generación eléctrica.
Si ya encima híbridase algunos sistemas de calefacción con calderas de biomasa para ayudar en días muy fríos de invierno, tendría aún mucha menos necesidad de generación eléctrica de respaldo los días fríos de invierno, y un mayor control de la situación.
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Miguel
03/01/2021