¿Cuánta potencia firme y cuánta acumulación necesitan las energías renovables?

Ago 9, 2021

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Hace años saltaba la polémica entre Hans-Werner Sinn, director de IfO y conocido crítico de las energías renovables, y Claudia Kemfert, directora de energía del DIW. Expondré argumentos teóricos de ambos para pasar de los modelos mentales al análisis empírico.

¿Existe un cuello de botella en la acumulación para las renovables?
Hans-Werner Sinn (EuroEconRev,99) analizó los límites de la revolución energética en Alemania en relación al proyecto de la “EUs Estorage”, esto es, soluciones viables de “almacenamiento por bombeo” (PSP, siglas de “pumped storange plant) para dar solución a integrar a gran escala tecnologías intermitentes de energía renovable en Noruega y Suiza (eSTORANGE).  Hans-Werner Sinn señala que se necesitaría el doble de infraestructura para la gestión de la demanda: represas hidráulicas de noruega, diversificación internacional de la red para importación y exportación, etc. Si Alemania opta por la autarquía energética, se desperdiciaría una enorme cantidad de energía renovable. Si Noruega construyera las hidráulicas que el estudio de la UE considera factible las renovables solo se podrían expandir un 24%.

Hans-Werner Sinn describe el paisaje alemán: la eólica es tan frecuente que no hay lugar en la naturaleza más que para luces rojas parpadeantes de aerogeneradores. Y los edificios y suelo agrícola están repletos de fotovoltaica. Esa conversión del paisaje alemán lo logró las tarifas reguladas garantizadas durante 20 años. Critica que no se hubiera adoptado un sistema de precio único. Pero no todos los kWh son iguales; (i) por sus costes fijos, (ii) por costes variables, (iii) por capacidad de negociación en el mercado. El símil de la sardina y el caviar sirve para explicar, parcialmente, el mercado mayorista: las centrales de gas, con altos costes en mercados internacionales del gas y del CO2 fija el precio al que se retribuye la hidráulica. En Alemania el MWh tuvo precios negativos el 28 y el 31 de julio ofertados por el gas: el coste de oportunidad de no salir a mercado.

Hans-Werner Sinn desarrolla un convincente discurso: “para que la energía verde sea utilizable a pesar de su volatilidad se necesitan amortiguadores”. Aquí la estrategia de almacenamiento: como necesitamos mucha energía renovable es necesario mucho almacenamiento. Alemania cuenta con 35 embalses de bombeo.

Replica de Claudia Kemfert y DIW
DIW (EuroEconRev108) replica el argumento de Hans-Werner Sinn: los requisitos de expansión del almacenamiento eléctrico es un cuello de botellas para el desarrollo de las renovables. Cuestiona los supuestos sobre las necesidades de almacenamiento. La estrategia del hidrogeno verde, si se considera este una tecnología de acumulación de energía, es opuesta a si se considera una tecnología para expandir la transición energética a sectores tan diversos como el transporte terrestre, marítimo y aéreo, o la industria química. Lo que tenemos no es oferta agregada flexible, sino demanda agregada flexible.

Las condiciones meteorológicas exógenas, disponibilidad de sol y viento, determina la variabilidad de eólica y fotovoltaica. El sistema eléctrico exige un ajuste instantáneo de oferta y demanda lo que plantea dos preguntas: ¿qué hacer cuando hay demasiada oferta? ¿qué hacer cuando hay demasiada demanda? Estas dos preguntas son claves en modelos 100% renovables. Hay autores (RenSustaiEnReb2018) que en lugar de modelos optan por la “carga de la prueba”. Modelos abstractos de Alexander Zerrahn, Claudia Kemfert y otros del DIW, series históricas de demanda de electricidad y expansión de una energía renovables variable. El cálculo de Hans-Werner Sinn es que Alemania necesitaría para un modelo 100% de energía renovable 400 veces más capacidad de bombeo hidráulico. Más que la propuesta para toda Europa (eSTORANGE). Veamos la “carga de la prueba” entre generación renovable variable y potencial flexible.

Cómo gestionarlo con alta entrada de energía renovable?
La CNMC quiere crear instrumentos para fomentar inversiones en potencia firme para cuando no haya disponibilidad de energía renovable. El Ministerio para la Transición Ecológica tiene un proyecto de “mercado de capacidad” que, en principio, engloba por igual generación convencional, almacenamiento o demanda. Prevé una subasta para servicios de ajuste. Con una ratio de firmeza, disponibilidad y fiabilidad de cada tecnología.

Hemos visto que en nuestro país la energía hidráulica –y no las centrales de gas– están marcando precios disparatados. Mientras que todos señalaban como responsable al gas y el CO2, la ministra Teresa Ribera no apuntaba los “windfall profit” que obtiene las tecnologías más baratas; que al no tener costes de entrar y salir del mercado se permiten establecer precios más caros. La hidráulica aprovecha la subida del gas para ofertar a un precio mayor. Lo que sucede en Alemania cuando se hunden los precios, es que el gas oferta a precios negativos por el coste de oportunidad de no salir al mercado. Alemania tiene entre un tercio y una quinta parte de centrales de ciclo combinado paradas. En España, el 2 de agosto, el gas aporta entre 1,4 GW y 3,8 GW (2,4 GW de esa potencia firme): un 8% de su capacidad. Trabajan a potencia base, pero mantiene el discurso que son la potencia flexible que necesita el sistema y cobrar por ello.

La web de Red Eléctrica (REE) muestra que la energía nuclear y la cogeneración aportan potencia de base: inflexible. ¿La garantía, calidad y seguridad la está aportando la hidráulica? Exageramos con la energía renovable que depende de fuerzas exógenas (viento y sol): no siempre disponibles. La hidráulica aporta entre 6,6 GW a 0,8 GW. Aquí tenemos la “carga de la prueba”: el colchón de a renovables son 7,4 GW (hidráulica y gas). La ironía es que de esos 6,6 GW destinamos 2,8 GW a exportación. Cuando importamos 2 GW la hidráulica aporta 0,7 GW. No perdamos el detalle de que la sobrecapacidad exportadora es la que le permite a la hidráulica entrar a precios superiores que el gas. Detraer el precio del CO2 que cobra el gas (ya se hizo antes de la “sequía” de 2008) o impuestos a la generación convencional no logrará nada. No es la generación convencional, por el CO2, la que establece el precio; este es inversamente proporcional a las exportaciones.