Para entender lo que pudo haber pasado el día en que la Península Ibérica se quedó son energía eléctrica quizás es necesario entender una de las características de un sistema eléctrico que se relaciona estrechamente con su estabilidad, la inercia del sistema. La inercia se podría decir de manera sencilla que es la capacidad del sistema para mantener (o reducir la velocidad en que varían) sus parámetros de funcionamiento (esencialmente tensión o voltaje y frecuencia) ante desajustes repentinos entre demanda y generación (se produce más de lo que se consume o se consume más de lo que se produce). Es como el sistema tuviera un recurso guardado que le permitiera hacer frente a eventos de desajuste del sistema sin que éste se desajuste de una manera repentina sino lentamente.
Para entender lo que pudo haber pasado el día en que la Península Ibérica se quedó son energía eléctrica quizás es necesario entender una de las características de un sistema eléctrico que se relaciona estrechamente con su estabilidad, la inercia del sistema.
Para explicar de donde sale este recurso, esta inercia, veamos de una manera muy simplificada, como se generan los parámetros que caracterizan una red o un sistema eléctricos. En centrales nucleares o ciclos combinados, vapor a alta presión incide en los álabes de una turbina y los hacen girar. El eje de esa turbina está unido al eje de un alternador, una máquina que convierte el movimiento rotatorio del eje en una señal eléctrica que oscila en forma de onda con una determinada amplitud y frecuencia (igual que la dinamo de las antiguas bicicletas que al girar producían el voltaje que encendía la luz de la bicicleta). La frecuencia de esa señal eléctrica es directamente proporcional a la frecuencia de giro del eje mencionado. Si el eje gira muy rápido la frecuencia de la onda de tensión eléctrica generada será muy grande y si gira despacio la frecuencia será pequeña. Dado que la frecuencia de la onda eléctrica que circula en la red eléctrica debe ser fija al ser un parámetro del sistema (los conocidos 50Hz) el eje de la turbina debe tener una frecuencia de giro determinado y estable.
La dificultad que tiene el eje para girar es proporcional a las cargas (consumos de energía) que ese alternador está alimentando. Sería como si los consumidores de energía eléctrica (las industrias, los domicilios…) estuvieran ejerciendo un efecto de freno sobre el eje del alternador. Cuanta mayor es el consumo, mayor esfuerzo debe hacer la turbina para mantener el giro del eje del alternador y por tanto mayor caudal de vapor debe generarse en la central nuclear o ciclo combinado. Aumenta la generación conforme aumenta el consumo. Si por algún motivo no aumentara la generación el eje se iría frenando, su frecuencia de giro disminuyendo y por tanto la frecuencia de la onda eléctrica, la frecuencia de la red eléctrica disminuiría. Por lo tanto, si se hay exceso de demanda la frecuencia de la red eléctrica disminuiría y, por el contrario, si hay exceso de generación (el eje se aceleraría al desparecer lo que lo frena) la frecuencia aumentaría.
Ahora bien, es muy difícil frenar el eje de un alternador de una central de este tipo (un eje enorme y muy pesado) debido a su inercia mecánica, es decir, debido a la tendencia a seguir girando, aunque desapareciese el vapor de gas que lo hace girar (de la misma manera que un gran petrolero no se para por el hecho de parar máquinas). Por lo tanto, la velocidad con la que el eje del alternador reduce su frecuencia de giro por un exceso de consumo (un esfuerzo de frenado mayor) es reducida por la inercia del sistema de generación. Dicho de otra manera, el sistema de generación tiene una energía almacenada (en este caso mecánica) que le sirve para evitar un efecto abrupto sobre la frecuencia cuando repentinamente se produce un evento que la intenta cambiar. La imagen 1 muestra el enorme tamaño de una turbina típica de un ciclo combinado.
Imagen 1: Turbina de gas SGR – 8000H de Siemens
Lo anterior nos permite ahora entender más fácilmente lo que pudo haber ocurrido el pasado lunes. Tan sólo se empleará la información del director de Servicios para la Operación de Red Eléctrica de España: hubo dos desconexiones de centrales de generación, una primera cuyo efecto pudo compensarse, pero una segunda en un segundo y medio que fue la que finamente llevó al sistema a una oscilación que obligó a desconectarnos del resto de Europa (lo que aumento la inestabilidad del sistema) hasta llegar, por primera vez en nuestra historia, al cero.
Si esto fuera cierto, como hemos visto antes, se debería haber producido una caída fuerte de la frecuencia de la red eléctrica. El gráfico 1 adjunto en que se muestra la evolución de la frecuencia durante el evento parece corroborar esa explicación (drástica caída de la generación en lugar de una excesiva generación como se ha dicho en algunos foros).
Gráfico 1: Frecuencia de la red durante los eventos (Bloomberg, fuente Gridradar)
La cuestión es entonces, ¿por qué esa caída dio lugar a una caída total del sistema? Los sistemas de protección de los diferentes elementos de la red eléctrica (centrales de generación, subestaciones de interconexión de las diferentes líneas o de elevación o reducción de la tensión de la red…) se activan cuando alguno de los parámetros del sistema (tensión o frecuencia) se desvían mucho o muy abruptamente (en este caso no necesariamente mucho) respecto a su valor nominal. Aunque la variación de la frecuencia (que se observa en el gráfico) no fue muy grande si fue muy abrupta. Y como consecuencia se activaron las protecciones que aislaron de manera repentina muchas centrales de generación que a su vez inestabilizaron más el sistema hasta llevarlo al cero.
Es como si todo hubiera sucedido a una velocidad muy por encima de aquella para la que están preparados los protocolos de actuación ante eventos de esta naturaleza. Esto sólo se podría explicar si el sistema se encontraba en una situación de gran inestabilidad (entendido como aquella en que un pequeño desajuste produce efectos dramáticos en un breve periodo de tiempo). Como se muestra en el gráfico 2 el sistema venía padeciendo desajustes de frecuencia mucho antes de las 12:30 lo que demuestra que la inestabilidad estaba presente mucho antes de que ocurrieran los eventos que finalmente desencadenaron el cero energético.
Gráfico 2: Frecuencia de la red desde hora y media antes de los eventos
La pregunta que nos quedaría entonces por resolver es ¿por qué el sistema se encontraba en una situación de tanta inestabilidad? Pues bien, volvamos a la inercia del sistema. La inercia del sistema era muy baja lo que le impidió ralentizar los efectos de la desconexión de las dos centrales otorgando al gestor el tiempo suficiente para corregir el desajuste mediante el aumento de generación de otras centrales o la desconexión de consumos.
Y entonces, ¿por qué la inercia era tan baja? Muy sencillamente porque el porcentaje de generación renovable era muy grande, una proporción de récord (mucho sol y viento) en el momento en que se produjeron los eventos que desembocaron en el cero energético. Pero ¿por qué las renovables no aportan inercia al sistema? Básicamente porque sus partes móviles son pequeñas (eólica) o nulas (solar) y por tanto no disponen de energía almacenada como las grandes centrales nucleares o ciclos combinados de gas que sirva para frenar las variaciones en los parámetros del sistema eléctrico.
Entonces, ¿qué se puede hacer? Aumentar la velocidad de respuesta de los sistemas de protección y de los algoritmos de respuesta a los eventos de la red no parece una opción viable dado que la dinámica de los sistemas de generación o del consumo no se puede modificar de manera sencilla para mejorar la agilidad de respuesta del sistema a eventos desestabilizadores (ciertas mejoras si se están consiguiendo gracias a la cada vez mayor conectividad de los sistemas de monitorización y control).
Se plantean por tanto dos opciones desde mi punto de vista (seguro que existirán más): o bien limitamos la penetración de renovables en el mix de generación con objeto de mantener una mínima inercia (o grado de estabilidad) en el sistema o buscamos formas de incrementar la inercia del sistema cuando la contribución renovable aumenta.
Si no queremos limitar la penetración de las renovables deberemos optar por la segunda de las dos opciones anteriores. Una forma de conseguirlo sería manteniendo en funcionamiento, con aporte mínimo de energía, los sistemas de generación basados en máquinas síncronas que de esta manera proporcionarían inercia al sistema (turbinas girando con el aporte mínimo posible de energía, el llamado “mínimo técnico”, establecido para evitar daño a equipos, garantizar la estabilidad de la red y optimizar la operación). Otro podría ser complementar las centrales de generación renovables con sistemas de almacenamiento de energía que les permitan aportar inercia al sistema.
La tecnología que hoy en día se ha demostrado capaz de dotar de cierta inercia a las centrales renovables se basa en el uso de baterías.
La tecnología que hoy en día se ha demostrado capaz de dotar de cierta inercia (llamada “sintética” por no estar basada en energía mecánica sino eléctrica) a las centrales renovables se basa en el uso de baterías. La incorporación de capacidad de almacenamiento de energía en baterías a las centrales de generación renovable tendrá el efecto de encarecer la generación renovable lo que ralentizará (quizás convenientemente) su velocidad de penetración en el mix de generación (contribuyendo a impedir una degradación excesiva de la estabilidad del sistema) y mejorará la competitividad de fuentes más inerciales como los ciclos combinados o centrales nucleares que podrán mejorar su participación en el mix de generación.
En todo caso una vez cierto número de tecnologías hayan sido validadas técnicamente para poder incorporarse a una infraestructura crítica como es el sistema de generación, transporte y distribución de energía eléctrica, la elección de la tecnología a utilizar en cada momento debe realizarse en función de su rentabilidad económica. Para ello se debe facilitar y agilizar la puesta en marcha de un mercado que distribuya la necesidad de inercia entre las tecnologías que se propongan en función de su precio.
Explicado el problema de los saltos tan abruptos en la frecuencia del sistema ante la desconexión de las centrales de generación del suroeste de España, ¿fue normal el comportamiento posterior del sistema con una caída continuada y acelerada de la frecuencia hasta niveles insostenibles como se muestra en el Gráfico 3 adjunto?, ¿podría haberse evitado llegar al cero energético?, ¿los componentes del sistema se comportaron como se esperaba? Eso es algo para lo que se necesita mucha más información que sin duda estará analizando Red Eléctrica de España.
